La primera pregunta es de Martijn Rats, de Morgan Stanley.

Gracias, Martijn, por la primera pregunta. Seré más preciso: en cuanto a la transacción de Galp relacionada con Mopane frente a Venus, recibimos a finales de la semana pasada la aprobación oficial del Ministerio de Energía de Namibia. Por lo tanto, estamos, de hecho, finalizando los últimos documentos para cerrar el acuerdo potencialmente esta noche o mañana. Así que estamos justo en ese punto... tu pregunta ha llegado en el momento adecuado. Esto es importante, por supuesto, porque el hecho es que estaremos en ambos desarrollos, ya que el operador tiene un valor sólido para nosotros con el fin de comprometernos con el primer FID.

Sobre la FID de Venus, yo diría que también hay discusiones intensas. Tenemos un objetivo conjunto entre el gobierno de Namibia y el consorcio para sancionarla para finales de julio. Las discusiones están progresando. Veremos si podemos concluir en julio o si necesitamos un poco más de tiempo. Técnicamente, creo que ya hemos seleccionado a todos los contratistas. Por lo tanto, estamos listos para tomar la FID sujetos a la finalización de las discusiones con el gobierno de Namibia. Ha habido algunos avances, pero aún queda trabajo por hacer. Así que, de nuevo, en general, es cuestión de ver si podemos concluir en el último minuto, pero veremos si podemos hacerlo. De lo contrario, esperaremos. Pero yo diría que soy razonablemente optimista de que todas las partes tienen un interés conjunto y, en particular, las autoridades namibias apoyan fundamentalmente que haya un operador sólido capaz de capitalizar las sinergias entre los proyectos.

Les recuerdo que, una vez que Mopane sea aprobado y cerrado, el siguiente paso será centrarse en el segundo semestre para tasar Mopane. Tenemos 3 pozos en el '27 y la FID se tomará en el '28. Todo esto mientras mantenemos un fuerte impulso. Y claramente, para nosotros, Namibia será y se está convirtiendo en un centro muy importante para el crecimiento futuro, no solo hasta 2030, sino más allá de 2030.

Pero en cuanto a los otros temas, no, sí, estamos claros. Nuestro objetivo es el 40% del payout. Hemos aumentado el nivel de recompra y el nivel de dividendos entre el primer y el segundo trimestre. No sé hacia dónde iremos. Para ser sincero, se podría decir que hemos tenido... hubo un poco de cautela en el hecho de que hemos subido de 750 millones a 1.500 millones. Mantuvimos los 1.500 millones para el próximo trimestre porque puedo decir que también nos impresionó bastante, cuando se firmó el MOU en junio, la rápida caída del precio del crudo hasta los 70 dólares por barril.

Así que, honestamente, es difícil anticipar cuál será el flujo de caja para el segundo semestre del año. Por supuesto, estaremos globalmente por encima de la previsión que dimos. Creo que incluso se lo mencioné a finales de abril, mencioné la previsión de flujo de caja de 80 $ por barril, un margen de refinado de 7 $ por barril y de 32 mil millones de dólares. Obviamente, estaremos por encima de eso. ¿Dónde aterrizará, entre 35 mil millones y 40 mil millones? Quiero decir, no lo sé. Es difícil de adivinar. Así que podemos hacer las cuentas como ustedes. Si estuviéramos en 35 mil millones, habría un incumplimiento... quiero decir, un incumplimiento, no un incumplimiento.

Existe la cuestión de un aumento de aproximadamente 1.000 millones de dólares, algo más de uno, unos 1.000 millones de dólares, en la retribución al accionista; 1.000 millones en el último trimestre, ya veremos, y habrá un debate en el Consejo sobre las diferentes formas en las que podríamos ejecutarlo. Pero creo, de nuevo, que mi mensaje para ustedes es que, en primer lugar, es un buen tema porque significa que estamos generando más flujo de caja en comparación con las previsiones que les dimos en febrero. Así que es una cuestión de, yo diría, una empresa con excedentes. Es un buen tema.

Pero la idea de que llegaremos al 40% es realmente sobre una base anual. Por cierto, les recuerdo que estamos bastante adelantados si quieren plantearlo como un caso plurianual, como sugirieron en su pregunta; creo que el año pasado estábamos en el 55% y el año anterior rondábamos el 50% o 53%. Así que, si lo planteo como algo plurianual, que no es el caso, por cierto, porque somos gente sencilla, estamos bastante adelantados respecto al 40%.

Así que, una vez más, tengan en cuenta que la previsión del 40% está orientando a la Junta. Y, de nuevo, la Junta también está, como les explicaba el trimestre pasado, observando —gracias a su apoyo y a su sólida orientación el año pasado en el mismo periodo del año— el ratio de apalancamiento. Y bajar hasta el 10% es también un objetivo para la empresa, y es posible que lo alcancemos este año.

Así que esa es la ecuación de la distribución de capital, diría yo, para el Consejo de Administración. Y creo que lo gestionaremos como lo hemos hecho habitualmente y respetando a nuestros diferentes, diría yo, stakeholders.

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

Bien. Primera pregunta, sobre Uganda, vale, estamos, yo diría, en los últimos 6 meses de desarrollo. Diría que prevemos que la producción de petróleo crudo comience antes de que termine el año. Yo diría que el '27 será el año en el que alcancemos la meseta de producción. Tenemos 2 desarrollos. Tenemos Tilenga por un lado y el otro, el offshore Kingfisher, creo que está listo para arrancar en septiembre. Si mi información es correcta, el oleoducto también estará listo para, yo diría, septiembre. Así que podríamos empezar, de hecho, en el próximo trimestre la producción a un ritmo que, creo que Kingfisher estaba en torno a los 60.000 barriles por día. Y luego Tilenga irá aumentando, yo diría, en el primer semestre del '27. Así que la meseta completa para mí es para mediados del '27. Así que en esto es donde estamos. Y, por cierto, es una oportunidad para mí, y seguiremos eso de cerca. Por supuesto, Uganda está afectada hoy por la enfermedad del Ébola. Pero si no fuera así, creemos que podríamos organizar —si se detiene— una visita de campo con algunos de ustedes, los que sean valientes para ir a Uganda en un año, en septiembre de 2027. Así que Uganda, para mí, ahora es cuestión de finalizar y poner en marcha los pozos.

En cuanto a Suriname, diría que las cosas avanzan muy bien. Confirmamos que la producción comenzará en el primer semestre del '28. Es en lo que estamos según la planificación que tengo. Fue nuestro primer trimestre, quizás el segundo trimestre, pero estamos en el primer semestre del '28 y las noticias sobre la construcción ya han progresado un 40%. Estamos al 40% de avance, con el FPSO en el astillero construyéndose correctamente. Y así que no, yo diría que esto es más clásico. Es más complejo ejecutar un proyecto onshore que uno offshore. Así que estamos en Suriname, en un proyecto que para TotalEnergies es un proyecto de aguas profundas. Sabemos cómo ejecutarlos.

Entonces, China es una demanda muy interesante. Por supuesto, todos nos hemos sorprendido al descubrir las estadísticas de mayo y junio, yo diría, donde, de hecho, tiene razón. El rendimiento de las refinerías bajó de 15,5 millones de barriles de petróleo por día en febrero a 12,5 millones de barriles por día en junio. Por lo tanto, claramente, con la política que, primero, les recuerdo que las autoridades chinas decidieron muy rápidamente dejar de exportar productos fuera de China. Y redujeron la tasa de producción de las refinerías en China en un 10%, hasta un 90%, yo diría, una reducción voluntaria de China. Así que afectó más a las exportaciones. La demanda interna, es difícil decir que es una interrupción de la demanda interna. Así que no diría eso. También es probable que —así es como estamos seguros de lo que observamos— parezca que hay cierta, yo diría, recuperación en las refinerías chinas en julio, agosto y durante el verano. Por lo tanto, de hecho, no esperamos un gran aumento de esta demanda por parte de China.

Es cierto que, al observar eso, se puede considerar que el sistema en China tiene un impacto considerable en el mercado del petróleo. Y probablemente estemos comentando en abril que el hecho de que el bloqueo del Estrecho de Ormuz representaba entre 10 y 12 millones de barriles de petróleo por día para el mercado. Los chinos por sí solos, con su política, han, yo diría, absorbido 4 millones de barriles de petróleo por día. Si a eso le sumamos que EE. UU. ha liberado casi 2 millones de barriles por día de las SPR, entonces ambos países, yo diría, han resuelto casi el 60% del problema. Es probablemente por eso, por cierto, que el precio del petróleo subió hasta los $120, pero no tanto. Así que para los próximos meses, Michele, puedes observar, como yo, que hemos vuelto al bloqueo hoy. No hay barcos, ningún petrolero está cruzando el Estrecho en absoluto. Así que hemos vuelto a la situación. Sé que los chinos han anunciado que permitirán de nuevo que algunas refinerías exporten algunos productos. Fue durante, yo diría, el periodo de calma en Ormuz. Hoy, podemos imaginar que, de nuevo, podría no ser el caso con estos eventos. Eso es lo que puedo comentar. Así que, con seguridad, menos exportaciones, ¿interrupción de la demanda interna? Es difícil obtener datos sobre esto.

La siguiente pregunta es de Biraj Borkhataria, de RBC.

Gracias, Biraj, por sus preguntas. Sé que tiene un interés específico en los asuntos rusos por buenas razones, por cierto. En cuanto a Arctic LNG 2, como sabe, le recuerdo que decidimos en 2022. Fue muy temprano en marzo, en las cuentas del 31 de marzo de 2022, poco después de la guerra. Registramos un deterioro de 4.1 mil millones de dólares, que afectó, de hecho, notablemente a Arctic LNG 2, como una amortización total.

En segundo lugar, el proyecto Arctic LNG 2 ha sido sancionado por las autoridades de EE. UU. el 2 de noviembre de '23. Como resultado, hemos suspendido inmediatamente los procedimientos de acuerdo con los contratos vigentes. En consecuencia, de hecho, nuestros derechos y obligaciones bajo estos contratos relacionados con Arctic LNG 2 han estado suspendidos desde noviembre de '23.

En tal contexto, Novatek se puso en contacto con nosotros y entabló conversaciones para la transferencia de nuestro 10% en Arctic LNG 2 a una de sus propias subsidiarias, Nordline. Y esto ha sido autorizado públicamente, como habéis notado, mediante una decisión especial de la presidencia rusa en junio. De hecho, dado este contexto de Arctic LNG 2, nosotros, por nuestra parte, consideramos que es de interés conjunto para TotalEnergies y Novatek deshacerse de nuestras participaciones en Arctic LNG 2, las cuales, repito, fueron totalmente deterioradas en el '22. Hemos notificado a nuestros socios y prestamistas, y prevemos que el proceso de transferencia iniciado por Novatek se complete en el corto plazo. El capítulo de Arctic LNG 2 habrá terminado para TotalEnergies en este contexto.

La segunda pregunta, me encantaría poder responderla, pero estamos esperando ver cuál es exactamente el lenguaje legal. Como habéis visto, esta mañana hubo noticias en la prensa sobre una intensa discusión acerca del nuevo paquete de sanciones en Bruselas. Y entre estos diferentes temas, y nosotros no formamos parte de todo, aunque intentemos entenderlo, no estamos en la sala, hubo un debate que provino, yo diría, de las autoridades griegas, las cuales afirmaban que los buques metaneros de GNL griegos deberían tener permitido transportar algo de GNL desde Rusia si este iba a ser descargado fuera de la UE.

Así que ese es el caso. Y dice que existe un lenguaje legal, pero de nuevo, que podría, de hecho, tener un impacto en Yamal LNG, según lo que hemos escuchado. Y que podría, de hecho, permitir, yo diría, cierta transferencia y compra de Yamal LNG si estuviéramos utilizando metaneros de la UE fuera de la UE, de nuevo. Así que es un caso específico. Es una historia un poco compleja. Pero eso podría tener, sí, un impacto en, de hecho, si es el caso, significa que TotalEnergies no podría invocar una fuerza mayor para decir que lo fue hasta ahora porque hasta ahora, podíamos, de hecho, con las regulaciones que estaban en vigor, las cuales prohibían las exportaciones de LNG a la UE, pero había un signo de interrogación. Creo que hice ese comentario a todos ustedes en abril o en febrero, recuerdo que estábamos cuestionando si había una interpretación diferente de las sanciones europeas, pero que incluso una empresa de la UE no podría comprar nada de LNG ruso ni para la UE ni fuera de la UE.

Así que parece que el nuevo lenguaje podría, de hecho, aclararlo de una manera en la que podría hacerse fuera de la UE si utilizamos algunos metaneros de GNL de la UE, de hecho. Lo cual, de hecho, significaría que el interés de las empresas de la UE se preservaría de alguna manera independientemente de esto, si es fuera de la UE. Así que, una vez más, solo estoy comentando información verbal.

Hemos estado en contacto con diferentes [partes], creo que la resolución final se entregará probablemente esta noche o mañana por la mañana. Están redactando las últimas y veremos cuál será el resultado. Por supuesto, tenemos que analizarlo porque tenemos una política en la que no queremos asumir ningún riesgo con las sanciones.

Pero mi comentario es que, si ese es el caso, repito, creo que el interés de las empresas de la UE se preservará porque, sinceramente, permitir que el GNL ruso se venda fuera de la UE, no por empresas de la UE, sino solo por nuestros competidores, resultó un poco extraño para todas las empresas de la UE implicadas. Así que veamos. Eso es lo que puedo decirle. Y les mantendremos informados, obviamente, porque tiene cierto impacto en nuestro propio negocio. Les mantendremos al tanto de la situación.

La siguiente pregunta es de Doug Leggate, de Wolfe Research.

Debería darle eso a Jean-Pierre, pero sé que yo sigo... para ser sincero, el bono híbrido es... para mí, es una deuda. Es una deuda, pero no es una deuda. Es cuasi-deuda con un tipo de interés bajo en comparación con lo que podemos emitir en bonos. Por lo tanto, no veo mucha diferencia entre los diferentes bonos que hemos emitido. Así que diría que tenemos... son unos 11.000 millones de euros con un cupón del 3%. Es una deuda bastante barata.

Entonces, ¿es una prioridad deshacer todo eso? Mi respuesta será clara: no. Y no lo es, y hemos realizado algunos reembolsos parciales, pero no es una prioridad. Y, de nuevo, nosotros estamos más enfocados en, yo diría, como CEO, estoy más atento al coste global de los diferentes bonos que a uno específico. Quizás Jean-Pierre lo diga, ¿verdad?

Depende mucho del mercado. Así que, si se puede considerar como deuda barata, no hay razón para no mantener los híbridos en nuestra cartera. Pero, por supuesto, depende mucho de las condiciones, como explicó Patrick; lo que es importante para nosotros es, a nivel global, el coste de la deuda global, tanto de los bonos senior como de los híbridos.

Vale. Quiero decir, Doug, tendrás que hacerle una pregunta a Nicola. Para ser sincero, Nicola no vino a mi oficina a decirme que tenemos que volver absolutamente a Uruguay, así que para que quede claro. Nuestra propia experiencia en Uruguay ha sido bastante media, para ser honesto. Y de hecho, es toda una cuenca porque esta cuenca, que era la cuenca de Pelotas, si mal no recuerdo, de hecho, perforamos en Uruguay. También perforamos en el otro lado, en Brasil, que tampoco fue precisamente un éxito. Así que realizamos 2 perforaciones en esta cuenca de aguas profundas, lo cual, sinceramente, no fue muy alentador.

He notado que el año pasado hubo algunas empresas que regresaron. Nicola está bastante entusiasmado con Namibia al volver a Suriname con [indiscernible]. Así que tiene otras ideas u otros países africanos. Pero, de nuevo, hablé con él a través de su intermediario, Doug, sobre si quiere volver a Uruguay.

Como CEO, la política es bastante clara. Asignamos 1.000 millones de dólares anuales a exploración y evaluación. Este es mi compromiso con Nicola cuando estamos dentro. Y le dije que depende de ti decidir dónde pondremos el dinero. Tienes que compartir conmigo tus convicciones. Pero si es tu idea, sabemos que la seguiremos.

Por cierto, cuando estaba analizando la posibilidad de no comprarlo, pero en el caso de Venus, observando el departamento, el desarrollo de Venus podría generar un flujo de caja bastante bueno que cubriría muchos años de, por ejemplo, Suriname; el desarrollo de GranMorgu cubrirá muchos años de exploración. Así que eso es algo que debemos tener en cuenta, pero en términos de generación de caja y valor añadido, la exploración es para mí un motor muy bueno.

Pero, de nuevo, confío en que Nicola nos aportará ideas. No sé si sea Uruguay o no. Pero hasta ahora, no es Uruguay.

La siguiente pregunta es de Christopher Kuplent, de Bank of America.

He comentado el comercio de gas, pero el comercio de gas ha tenido, una vez más, un rendimiento inferior en las operaciones. Así que solo para decirles que ahora la posición es, yo diría, la ganadora.

En cuanto a la electricidad, honestamente, no tengo visibilidad sobre eso. Respecto a su pregunta, por supuesto, tenemos —como sabe, el acuerdo de EPH es un acuerdo en el que estamos comprando los activos, pero transformamos todos los activos a un modo de "tolling" para tener acceso a los electrones y poder comercializar nosotros mismos esta electricidad. De hecho, hoy, en esta etapa, todos los activos aún no han sido... todos los acuerdos de "tolling" aún no se han firmado. Por lo tanto, estamos trabajando en ello. Así que creo que el potencial completo de la comercialización en torno al acuerdo de EPH es más para el cuarto trimestre que de forma inmediata, para ser sincero. Pero, por supuesto, esperamos obtener algo de valor adicional de ello. De hecho, tenemos un objetivo, y estábamos discutiendo eso, por cierto, con nuestro equipo de comercialización de electricidad la semana pasada durante nuestro plan de negocio a 5 años. Tenemos un objetivo y esperamos que lo cumplan.

Operamos en 2 mercados. Está el mercado europeo, y uno con el que también operamos en los U.S., que es un mercado un poco más complejo, para ser sinceros, porque nuestra posición allí es probablemente hoy todavía limitada. Por lo tanto, tendremos que encontrar formas de aumentar la posición en los U.S. si queremos ser, yo diría, rentables comercializando electricidad en los U.S. En Europa, tenemos hoy una cartera bastante amplia en diferentes países. Así que tenemos algunas expectativas de proyectos. En los U.S., yo diría que todavía es un trabajo en curso, diría yo, en este aspecto.

El mercado de M&A, sí, quiero decir, no tuve tiempo de analizar el precio que pagó Vår Energi para adquirir BlueNord Energy. Así que no... quizás reciba, probablemente reciba un memorándum, pero he estado ocupado con otros asuntos los últimos días. Me parece que el mercado hoy es más un mercado de vendedores que de compradores con el precio del crudo que tenemos hoy; si cierras un acuerdo, a menos que tengas un earn-out o esquemas en los que intentes capturar parte del potencial de revalorización. No es un mercado estable. Así que antes de esta crisis, creo que podéis imaginaros que los acuerdos que hacíamos eran para comprar alrededor de $70 por barril. Hoy, es para vender a $70.

Por mi parte, para ser sincero, yo no estaría... no soy un comprador hoy en estos activos, en sus activos, porque no nos gustaría perder algo de potencial de subida. Así que vender es probablemente mejor hoy que comprar, sí, está bien volver a su acuerdo. Pero, de nuevo, no puedo comentar la situación específica que mencionó. Y quizás tengamos algún derecho de tanteo. No lo sé. No conozco la situación, obviamente. Así que lo revisaremos. Pero son nuestros activos y operamos con... por cierto, no me sorprende porque BlueNord era un fondo y fue comprado por un fondo, y me quedó bastante claro; por cierto, conocí al propietario de BlueNord cuando estuve en Dinamarca hace unos meses, y me quedó bastante claro que estaban dispuestos a vender. Para nosotros, como TotalEnergies, ya tenemos una participación bastante grande, diría yo, en los activos del subsuelo danés. Así que son activos bastante maduros, para ser honestos. Así que creo que estamos bien con lo que tenemos. Pero, de nuevo, revisaremos esta situación.

La siguiente pregunta es de Mark Wilson, de Jefferies.

No, todavía no está del todo claro. No... sé que tenemos un negocio de trading de gas global. Somos un gran actor en el sector del LNG, diría yo. Acabo de mencionar que existen diferentes mercados en los EE. UU. y en Asia, por supuesto. En mi comentario, simplemente intentaba explicarles dónde cometimos el error de previsión, y el error se debió más a la anticipación europea sobre el TTF, donde creo que estábamos en torno a los 15 o 16 dólares; a finales de marzo estábamos en unos 17 dólares. Nuestros equipos pensaban que podría subir hasta los 19 o 20 dólares —que, por cierto, es lo que está ocurriendo hoy y en julio— porque anticiparon el impacto en el mercado, tanto por la distracción de la producción de Qatar en el mercado como por, diría yo, el hecho de que las existencias en Europa tienen que volver a reponerse.

Y, de hecho, lo que ocurrió es que el mercado probablemente consideró que era demasiado pronto para anticipar, para crecer y tener un precio más alto, ya que se esperaba, tal vez, que la interrupción en Qatar cesara —lo cual ocurrió en junio pero volvió en julio— y que hubiera tiempo para aumentar las existencias. También es cierto que el tiempo en Europa fue, de hecho, bastante bueno en el segundo trimestre. Solo intento darles los principales, diría, los principales... los mayores, aquellos en los que tomamos una posición y que, de hecho, se revirtieron, que no fueron los correctos. Pero eso no significa en absoluto que no seamos una entidad global. Diría que en los otros mercados no vi ningún... no vimos ningún, diría, bajo rendimiento. Solo lo vemos en la posición europea. Por eso lo mencioné. Pero no saquen conclusiones precipitadas de esto.

Cronos, gracias por esta pregunta. Sobre Cronos. Estamos trabajando en muchos FID, de hecho, a finales de julio. Es —y la buena noticia, y creo que debo rendir tributo a Eni, el operador porque tenemos el 50%. Tenemos una participación importante del 50% como el operador de Eni. Trabajamos conjuntamente, por cierto, en los últimos 6 meses para llegar al FID. Y la buena noticia es que tenemos —creo que estamos trabajando duro para, de nuevo, como en Venus, para finalizar el FID a finales de julio.

Es una cuestión de... de nuevo, hay mucho Cronos para todo el mundo, es un desarrollo interesante en el que producimos gas en Chipre. Y luego maximizamos las infraestructuras existentes en términos de CapEx porque es un desarrollo submarino. El gas irá a las instalaciones de Zohr en Egipto para el tratamiento del gas y luego a la planta de Damietta LNG en Egipto. Así que pueden imaginar que hubo una serie de acuerdos intergubernamentales y acuerdos con terceros para utilizar todas estas instalaciones existentes. Pero estamos... se está haciendo, honestamente. Y creo que, como hemos comentado, podremos [ininteligible]... probablemente a finales de la próxima semana anunciar eso.

Así que... y es bueno. Es un proyecto interesante porque, al final, para TotalEnergies, tenemos acceso a 1,4 millones de toneladas de LNG en Egipto justo frente al mercado europeo. Así que pueden imaginar que es un proyecto interesante de gas a LNG. Y para Chipre también, es el primer desarrollo de gas en Chipre. Y quizás nuestro esquema abrirá la puerta, abrirá el camino a la sobrevalorización. Ha sido un largo camino, pero creo que estamos ahí, y estaremos encantados de invertir capital en los proyectos Cronos.

La siguiente pregunta es de Matt Lofting de JPMorgan.

Vale. En cuanto a la primera pregunta, es bastante fácil de responder. Los 32 mil millones, debido a que sabemos cuál ha sido la mejora en el segundo trimestre, se elevarían a 34,5 mil millones. Por eso mencioné 35 mil millones, creo, en mi respuesta a su colega, la primera pregunta que recibí. Así que 34 mil millones, 35 mil millones sería en un entorno así. Yo diría que puede tomarlo como una guía.

Nuevamente, vemos si estamos en $80 desde el principio del año, estuvimos un poco más arriba. Estamos más en un promedio, creo, de alrededor de $90.7 -- así que desde el principio. Y en los últimos 30 días, estuvimos en $76. Así que es una dispersión considerable. Por lo tanto, entre $75 y $90, veremos dónde aterrizamos. Es interesante. Entonces, en las suposiciones, [ $40 billion, $34.5 billion ]. Y la curva forward actual es un objetivo móvil. Sigue a la spot. Por lo tanto, no tengo las cifras.

Pero le mencioné un rango de 35 mil millones a 38 mil millones de dólares; 39 mil millones si nos mantenemos, creo... si tuviéramos un segundo semestre igual al primero, lo duplicas y llegas a los 38 mil millones. Así que es más... es un entorno más alto. No son 80, son 90. Son 90. Es un margen de refinado de 15. Así que son 90, 15 y TTF también a 15, que fue el promedio del primer semestre. Si replicas un entorno así, podrías imaginar que deberíamos entregar alrededor de 38 mil millones en lugar de 35 mil millones. Así que tienes un rango de donde podríamos aterrizar. Pero no lo sé, tal vez sea más bajo al final, pero eso es lo que puedo decirle hoy.

La segunda pregunta, no, no tenemos ningún problema con el suministro de materia prima a nuestro sistema de refinado, en absoluto. Estamos produciendo mucho petróleo en Brasil, mucho petróleo en África. Y, de hecho, nuestra refinería, por cierto, independientemente de Hormuz, en términos de suministro de crudo, la Cuenca del Atlántico o las refinerías europeas que están en la Cuenca del Atlántico se suministran generalmente con petróleo crudo procedente de la Cuenca del Atlántico. Es cierto que nos gusta contar con algo de crudo agrio proveniente del Medio Oriente para producir más diésel, porque es el mejor crudo para producir diésel. Hay un límite, pero generalmente, este Hormuz —perdón, el crudo agrio del Medio Oriente va más a las refinerías asiáticas, de hecho, que a las europeas. Por lo tanto, no tenemos ninguna preocupación por nuestra parte en cuanto a alimentar nuestro sistema de refinado.

La única preocupación que podría tener es más bien respecto a SATORP en Arabia Saudí porque, en primer lugar, se ha visto afectado. Así que espero que no vuelva a ocurrir. Y, por tanto, no disponemos de la capacidad total. En segundo lugar, la producción de SATORP está, por supuesto, retenida en el Golfo. El sistema saudí la ha aprovechado bastante bien durante el segundo trimestre para uso nacional, ya que tenían otras refinerías que se vieron afectadas. Así que, desde esta perspectiva, la estamos destinando al mercado nacional, pero veremos qué podría pasar si la demanda es fuerte. Esa es la situación, pero no hay seguridad de suministro de materia prima para el sistema.

La siguiente pregunta es de Lucas Hermann, de BNP Paribas.

Vale. La primera pregunta es una buena pregunta para la presentación a inversores de las perspectivas de septiembre, Lucas, donde hablamos más sobre la estrategia. Pero la primera, honestamente, en términos de disciplina de capital, debido a todo lo que has descrito muy acertadamente, es muy bueno mantenerse en esa disciplina para poner a prueba todos nuestros proyectos a 50 $ por barril. Porque la respuesta es que, sí, hoy se puede inferir que estamos en un mundo de precios altos, pero podríamos entrar en una situación en la que a todo el mundo le gustaría producir más y quizás, por cierto, Arabia Saudita, como hicieron en 2020, podría hacerlo. ¿Por qué no yo? Quiero decir, si todo el mundo quiere producir, podríamos hacerlo de nuevo. Si recuerdas lo que pasó en 2020 cuando Arabia Saudita decidió cerrar el mercado, creo que algunos pocos a su alrededor se apresuraron a volver a una mayor disciplina. Así que es una cuestión de disciplina. Para nosotros, honestamente, sigo creyendo y estamos —pero en la empresa, seguimos poniendo a prueba los 50 $. Planificamos el plan de negocio, el plan de negocio a 5 años, lo planificamos a 60 $. Sí, probamos lo que pasó a 80 $ o 70 $ como mencionaste. Y —pero manteniendo la disciplina y sabiendo que estamos en una industria cíclica, creo que es simplemente fundamental. Así que no —todos estos eventos que mencionaste, creo que solo me confirman que —necesitamos mantener esa disciplina. Eso es lo que te respondería.

Y eso significa también que no deberían sorprenderse cuando hablemos a finales de septiembre sobre, yo diría, las inversiones de capital neto, las inversiones de capital; tendrán cifras que están más o menos en línea, que no serán más o menos, que estarán en línea con lo que les dijimos el año pasado. No hay -- no aumentamos repentinamente nuestro CapEx porque tengamos, a corto plazo, un entorno más elevado.

¿Cambia algo para 2030? No realmente, lo que has dicho porque Mopane primero, la producción de Mopane más allá de 2030. Venus debería empezar en -- para finales de 2030. Así que yo diría -- entonces Venus, para mí Mopane es 2030, 2035. Estamos trabajando en ello. Por lo tanto, no hay impacto.

EPH ya formaba parte de nuestro plan a largo plazo, el plan de negocio a 5 años. Les comentamos lo que hemos anticipado con EPH: parte del CapEx que estábamos dispuestos a asignar a M&A en energía integrada. Así que se ha hecho, pero fue —de hecho, fue modelado incluso si EPH no fue, diría yo, la operación que, de hecho, se modeló en nuestro flujo de caja futuro para 2030.

Y en cuanto al equilibrio en el refinado, francamente, no lo daré por sentado. Por eso sigo —quizás porque gestioné ese negocio durante 3 años— siendo un poco más cauteloso al respecto. Hoy tenemos una situación increíble en la que ambos mercados se mueven en la misma dirección. Es cierto que, en el mercado de productos, no hay productos saliendo del Estrecho de Ormuz. Por lo tanto, las situaciones rusas con, yo diría, ellos mismos, detienen las exportaciones de diésel y así tienes una interrupción rusa. Tienes muchos impactos, diría yo, que están elevando el precio del producto.

No creo que vaya a ser así, porque si el Estrecho de Ormuz sigue intermitente, tal como he leído que algunas autoridades dicen que quizá sea la nueva normalidad, entonces no estaremos en un entorno de 50 dólares por barril. Estaremos en otro punto, porque no existe un ciclo real con una producción intermitente en el Estrecho de Ormuz. Por supuesto, tendremos que... estamos construyendo y estamos dispuestos a... hoy estamos analizando invertir en algunos proyectos de oleoductos que permitirán sortear el Estrecho de Ormuz, pero llevará unos años. Por lo tanto, el equilibrio en el refinado no lo doy por sentado para nuestra planificación hacia 2030. Así que volveré a su pregunta con más precisión.

Pero para mí, de hecho, lo que hemos trabajado desde que nos conocimos el pasado septiembre del '25, lo hemos confirmado, de hecho, y es más —y volveremos a ello para decirles fundamentalmente— todos nuestros objetivos son —podemos confirmarlos incluso con firmeza—. Y así que sí, el aumento en la generación de flujo de caja libre que anunciamos, que fue de más de $10 mil millones, un aumento de $10 mil millones, más de $10 mil millones, se confirmará, y yo estoy muy —hasta ahora— este es uno de los primeros mensajes en septiembre será la confirmación de ello.

El segundo objetivo será aportarles más detalles sobre el periodo posterior a 2030 porque, de hecho, ya estamos trabajando pensando en más allá de 2030. La compañía tiene dos objetivos: generar todo el flujo de caja libre adicional previsto para 2030, y lo lograremos. Puedo decírselo porque —y demostramos por qué tenemos una confianza absoluta— ya cuentan con algunos de los proyectos que han mencionado, y además estamos trabajando para dar continuidad a nuestra trayectoria, ya que la historia de crecimiento de TotalEnergies no se detiene en 2030.

La siguiente pregunta es para Nash Cui, de Barclays.

Bien. En cuanto a Oriente Medio, me resulta bastante obvio. Estamos muy bien posicionados en Abu Dhabi, por ejemplo. Y acabamos de anunciar 2 proyectos muy grandes, por cierto; a pesar de esta guerra, hemos estado bastante activos en Abu Dhabi para reforzar toda la asociación y posición de TotalEnergies junto con ADNOC o XRG o Masdar. Hemos anunciado una JV con Masdar en todos estos negocios de renovables en Asia.

Hemos anunciado la concesión de Bab Gas Cap, que era un viejo sueño para muchas personas de la empresa tener acceso a Bab Gas Cap. Así que ya está hecho con nuestro socio. Por cierto, es interesante saber que cuando en 2015 firmamos la concesión terrestre de Bab, algunas personas eran escépticas. Diez años después, hemos aportado el valor adicional. Y es porque estuvimos en el lugar junto con nuestros socios que logramos avanzar con ADNOC. Y gracias, por cierto, por la confianza que las autoridades emiratíes han depositado en el consorcio existente.

Y también hemos anunciado el Umm Shaif Gas Cap. Hemos obtenido la FID, diría yo, ayer, esta semana. De hecho, tenemos la FID junto con ADNOC y poseemos una participación del 20% en el Umm Shaif Gas Cap, que es también, por cierto, no solo gas, sino también líquidos. Y todos los gas caps, por cierto, son proyectos de gas, por supuesto, pero también hay proyectos de condensado bastante buenos. Por lo tanto, es líquido. Y cuando se necesitan líquidos, es necesario tener puntos de salida. Así que me queda claro y Abu Dhabi ha estado muy activo. ADNOC ha estado muy activa, muy reactiva y necesitamos duplicar el oleoducto hacia Fujairah no solo para dar cabida al crecimiento futuro, sino también para conectar la producción offshore. Creo que ADNOC está ofreciendo a los socios revisar los proyectos, y nosotros definitivamente lo haremos; lo estamos considerando muy seriamente. Así que esa es una parte.

La otra parte de interés para nosotros es Irak porque tenemos algo de producción allí. En el Irak de hoy, solo tenemos una vía para exportar, Ormuz; no es la única, estoy exagerando, pero fundamentalmente es Basra, así que está en el Golfo. Por lo tanto, ser capaces de contribuir y ver —hay algunos proyectos que se están anunciando y estudiando desde Irak hacia Siria y TotalEnergies está interesada en unirse a los proyectos si es posible o en desarrollar algunos—, así que creo que —me resulta obvio que no podemos —si queremos volver a usted mañana y decir que queremos seguir invirtiendo porque es petróleo barato, lo cual es cierto. Y hay mucho petróleo, necesitamos diversificar nuestra ruta de salida. De lo contrario, no presentaremos un caso de negocio adecuado. Por eso no tenemos claridad. Y creo, por cierto, que para los propios países. Así que creo que —e incluso si los conflictos terminaran rápidamente, debemos tenerlo absolutamente en cuenta y realizar los esfuerzos para tener rutas alternativas para este petróleo.

Energía integrada, pero la próxima ambición es alcanzar el objetivo de 2030. Aún no está hecho. Hoy, este año, alcanzaremos los 60 terawatt hour. Alcanzaremos los 100 —más de 100 terawatt hour.

Creo que los 100 teravatios hora son probablemente la estimación baja de producción para 2030. Más importante aún, queremos generar un flujo de caja neto a partir de este negocio. Yo diría que el próximo año será positivo en flujo de caja neto. Este año podría serlo, pero me gustaría lograrlo en un entorno de CapEx normal.

Y queremos alcanzar no solo más de 0, sino que yo diría, en nuestro conocido flujo de caja libre, un objetivo de más de $10 mil millones de flujo de caja libre para 2030. Había $2 mil millones procedentes de integrated power. Por lo tanto, el objetivo es generar estos $2 mil millones. Y más allá de 2030, existen diferentes opciones. Pero, por supuesto, podríamos seguir haciendo crecer el negocio. La cuestión es a qué ritmo, de hecho, y eso dependerá también de las oportunidades. Pero creo que, en este tema, el Board está muy interesado en ver realmente la capacidad de la empresa para cumplir con nuestros objetivos en lugar de que la planificación sea ambiciosa. Y luego no es una cuestión, yo diría, de crecimiento. Es también una cuestión de valor para el Board.

Y creo que, para todos nuestros inversores, nos habéis apoyado; no siempre, pero hoy nos apoyáis más que antes, por cierto, para que invirtamos. Creo que estamos en lo cierto porque una de las lecciones de la crisis, como se puede observar en muchos países, es que el nuevo mundo es la electrificación. Por cierto, no es "verde", es electricidad, electrificación, recurso doméstico. Así que estamos... y esto también está respaldado, por supuesto, por todo el crecimiento de los data centers y la IA. Y acertamos al seguir invirtiendo en esta energía, que es un buen complemento para lo que hacemos, en particular en oil and gas; la conexión entre la electricidad y el gas para generar energía es obvia. Así que esa es la ambición: seguir desarrollándola.

En algunas geografías, simplemente para —repito, para contextualizarlo por completo—, donde podamos desarrollar el modelo integrado, donde sea posible la combinación de gas, renovables, clientes y trading. Eso significa que algunos países europeos importantes y los U.S. serán, diría yo, el núcleo de nuestras inversiones. Si se añaden Brazil e India, creo que ya tenemos la descripción completa. Por tanto, nuestra próxima ambición hoy en día es fortalecer nuestra presencia en aquellos mercados donde podamos ofrecer dicha integración y rentabilidad.

La siguiente pregunta es de Kim Fustier, de HSBC.

De acuerdo. Gracias. Como mencioné en mis comentarios iniciales, les proporcioné información para indicarles que, a principios de julio, la producción —diría que en julio hasta el 8 de julio, de hecho, hasta que se reanudó el bloqueo— estaba en aumento y el impacto en nuestra producción fue de solo alrededor del 5%. Esto significa que la producción global desde Oriente Medio, si se considera que nuestra base era de unos 650.000 barriles por día, era para ese momento de 550.000 barriles por día porque hubo un incremento en muchos activos, en particular, por supuesto, en los activos de Abu Dhabi, que volvieron casi a la producción normal. Esto demuestra, por cierto, que recuerdo las preguntas que me hicieron durante el mes anterior al MoU: ¿Es rápido volver al nivel normal? Sí, es muy rápido. Los pozos en Oriente Medio son muy fáciles de reabrir y poner en producción. Así que Abu Dhabi volvió.

Yo diría que incluso Qatar no se había recuperado del todo, de hecho, en el lado del LNG porque hubo una especie de cautela en el incremento de la producción en este punto. Y Irak, incluso Ratawi, había vuelto a, diría yo, la mitad de la producción. Así que la parte iraquí fue un poco más, diría yo. Pero —así que estábamos minimizando y estamos aumentando rápidamente para volver a un nivel normal.

Desde el 8 de julio, de hecho, debido a la situación, cuando estaba analizando la situación a principios de esta semana. Una vez más, el impacto se sitúa más bien entre el 8% y el 9%, como mencioné durante mi discurso de apertura porque, por supuesto, no podemos mantener tal producción si no podemos asegurar la compra (offtake). No es una cuestión de, es una cuestión de offtake. Y porque, de nuevo, cuando produces al máximo, tus tanques están llenos y luego tu sistema... es toda la logística lo que está limitando la producción. Así que diría que eso es, por supuesto. Y de nuevo, por cierto, la planta de LNG de Qatargas 2 en Qatar, que estaba aumentando su capacidad, ha sido cerrada de nuevo. Así que tienes cierto impacto.

Y hoy, como les dije, es por eso que para estimar hoy, diría, para ser claros, la guía que les daré, si estuviéramos en —si estuviéramos en el segundo trimestre, podríamos imaginar que la producción podría tener un impacto del 10%, pero el offtake podría ser, lamentablemente, mayor. Y volviendo a nuestra guía inicial cuando les dimos el 15%, fue, de hecho, en términos de offtake físico, que ha sido del 15% durante el segundo trimestre; el tercer trimestre podría ser igual.

Pero, de nuevo, la lección es esta: la buena noticia es que si el Estrecho de Ormuz vuelve a abrirse, podremos aumentar el ritmo rápidamente. Y luego, por supuesto, es una condición para traer los petroleros y asegurar la compra de la producción. Todo eso va de la mano. Eso es lo que enfrentamos hoy. Y tuvimos algunas... durante las pocas semanas de apertura, logramos sacar todos nuestros petroleros. Por cierto, logramos tener algunos petroleros entrando y saliendo para cargar. Creo que logramos cargar 3 petroleros durante ese periodo. Pero, de nuevo, ahora hemos vuelto a cero porque no es posible. Así que observemos. La segunda pregunta. Ratawi, creo que hay una historia diferente.

Esa es la primera fase que planeamos poner en marcha; esperábamos que fuera en el primer semestre. Por supuesto, estamos retrasando la fecha porque ha habido cierto impacto. Por cierto, Ratawi no puede producir a plena capacidad hoy en día y ha habido cierto impacto debido a que algunos equipos, etcétera, y así sucesivamente. Pero, por lo tanto, hoy diría que nuestro objetivo es el final del tercer trimestre. Así que septiembre será posible; honestamente, no tenemos algunos eventos bajo control.

Y los demás proyectos están progresando. Todos los proyectos se han puesto en marcha y todos los contratos han sido adjudicados. Tenemos personal sobre el terreno para el proyecto de agua de mar, para el proyecto de gas asociado y para la segunda fase de Ratawi. Por cierto, también estamos trabajando y tenemos buenas noticias en cuanto a la productividad de los pozos, que creemos que será mejor que la de la primera fase en un día.

Pero todo eso está afectando, diría yo, en términos de ejecución debido a una gran cantidad de equipos. De hecho, uno de los... porque, en primer lugar, todo el mundo ha hablado del tránsito de crudo y de productos refinados, pero también hay un impacto en el equipo, ya sea en un sentido o en otro. Hemos transportado mucho equipo por carretera, pero con los de mayor tamaño no es fácil hacerlo y, de hecho, sigue sin ser posible. Así que esa es la situación.

Así que estamos dedicados a los proyectos con cierto impacto. Y hoy es difícil darles cifras en términos de... por supuesto, podría limitarme a decirles que se ha pospuesto 3 meses, que es lo que acabo de decir. Quizás necesitemos reevaluar la situación para volver a una situación de normalidad en la región del Golfo.

La siguiente pregunta es de Henri Patricot, de UBS. Sr. Patricot, no le escuchamos. Es posible que la línea esté en silencio... La siguiente pregunta es de Jason Gabelman, de TD Cowen.

Sinceramente, hasta ahora, de hecho, la mayoría de los gobiernos han tomado algunas medidas entre 2010 y 2015 que todavía persisten en muchos de nuestros países. Tuvimos un impacto, limitado, un impacto en Brasil, donde hemos tenido un impuesto a la exportación durante 4 meses y hoy hay rumores de que podrían extenderlo, lo cual ha sido declarado como inconstitucional, pero parece que hay una batalla legal en torno al impuesto a la exportación en Brasil.

El esquema del Reino Unido se ha incrementado recientemente, por lo que no pueden aceptar más. El de Noruega está bien.

Y, sinceramente, en la mayoría de nuestros PSC, la realidad es que existe algún mecanismo que se puede observar al mirar la tasa impositiva media de TotalEnergies entre un entorno de $60 o $50, donde estamos más o menos en una media del 40%, y un entorno de $90 u $80, donde estamos más cerca del 45% o 50%. Existe algún mecanismo dentro del PSC. De hecho, cuando el precio sube, los gobiernos se quedan con una participación mayor. Y, de hecho, es normal porque, en realidad, la forma en que nos negociamos es intentando proteger el ciclo bajo cediendo un poco más en el ciclo alto. Ese es el equilibrio que intentamos establecer para proponer al gobierno. Por lo tanto, este mecanismo existe.

Y, para ser sincero, no nos hemos enfrentado a este tipo de conversación desde el inicio de la crisis. Así que no estamos en esa situación, y eso es lo que puedo decirle. Por lo tanto, a excepción de Brasil, no tengo hoy en mente ninguna otra situación en la que tengamos algo en discusión. Pero, de nuevo, porque el mecanismo ya existe en muchos de nuestros PSC.

De hecho, tiene usted toda la razón. Hay dos actividades diferentes. Una es la actividad rusa, Rusia y Rusia, yo diría la planta de licuefacción de Yamal, donde somos accionistas con un 20%. Los flujos de caja —algunos flujos de caja se han distribuido—. No es una forma fácil de hacerlo porque así respetamos las sanciones. Por lo tanto, la pregunta es si se distribuyó en Rusia y cuándo fluye hacia Europa porque, de nuevo, las sanciones en Europa han limitado la capacidad de transferencia desde Rusia hacia Europa. Parte del efectivo ha regresado a TotalEnergies, pero no la totalidad. Así que esta parte no es... puedo decirle que no es... de hecho, en la forma en que planificamos, no lo tenemos en cuenta. Simplemente somos cautelosos. No está llegando de forma regular. De hecho, es de vez en cuando, tenemos alguna apertura, pero no es de forma regular. Y no... así que parte del efectivo está en algún lugar, diría yo, en Rusia, esperamos que... nos esté esperando.

Luego tenemos la otra parte, que es el lifting —el lifting europeo. Sí, este proviene de Rusia. Es un negocio en el que nuestra entidad del Reino Unido o Suiza, creo que es la del Reino Unido, es la que trata con Rusia —con contratos rusos de los cuales sale el efectivo. Así que, en este caso, por supuesto, tenemos acceso directo al efectivo. La magnitud de este negocio es de, yo diría, un promedio de $400 millones. Pero, de nuevo, sube y baja dependiendo de los diferentes factores, ya que los contratos están vinculados al Brent. Por tanto, depende de las previsiones que se adopten para el Brent; digamos, $300 millones, $400 millones al año. Ese es el potencial. Así que es un contrato que forma parte de la cartera. No es una situación de gran relevancia para TotalEnergies.

La siguiente pregunta es de Henri Patricot, de UBS.

No, no, por supuesto que diferentes filiales han trabajado en ello. Ha habido algunas propuestas. Hemos aprobado algunas, creo, de 200 millones, 300 millones este año.

Así que la previsión de 15 mil millones, quizá podría ser al final, 15.2 mil millones, pero considero que es parte de la previsión global. No es... ese no es un impacto real.

Y sí, esto podría tener repercusiones para el próximo año; hay un poco más porque, por supuesto, este tipo de acciones no son solo para medidas inmediatas. Yo diría que probablemente habrá una aceleración en la asignación de capital de 500 millones de dólares, que podría producirse el próximo año.

Pero, de nuevo, no es —no será— la orientación global que les dimos el año pasado, que fue, creo, de unos 15.000 a 17.000 millones de dólares anuales de CapEx; luego dijimos que 14.000, 16.000 millones se mantendrían en torno al rango de 15.000 a 16.000 millones, diría yo. Así que sí, hemos tomado algunas medidas y eso tendrá un poco más de impacto en el '27 que en el '26.

La siguiente pregunta es de Bertrand Hodee, de Kepler Cheuvreux.

Eres muy bueno, Bertrand. No podemos añadir nada a tu perfil. Somos muy transparentes. De hecho, te mencionamos que hubo un sobrerendimiento el trimestre pasado de alrededor de $500 millones, y el tuyo de $800 millones. Por lo tanto, has revertido un bajo rendimiento no solo de $500 millones a menos de $300 millones en comparación con una situación normal. Así que mereces una distinción especial.

Exactamente. Pero quizá solo estamos en julio, así que tal vez podría ser mayor. No lo sé, de acuerdo, para que quede claro. Sí, podría ser de la misma magnitud, para que quede claro. Porque los mercados, cuando son volátiles, son volátiles. Cuando se pierden 5 $ por MMBtu en 20 o 30 días, 20 días, puedo decirles que este tipo de posiciones se están generando.

Pero entonces la cuestión no será solo que los resultados no estén terminados el 22 de julio, sino el 30 de septiembre. Así que volveremos, pero es posible, sí, que volvamos con noticias tan buenas como estas.

Gracias por su apoyo.

La siguiente pregunta es de Fergus Neve, de Rothschild & Co Redburn.

En julio, todo parece ir muy bien. Puedo decirles que el margen promedio de los últimos 30 días fue de 31 $ por barril en julio. Así que se veía muy bien. Y creo que julio está probablemente en torno a los 35 $ por barril. Y ha alcanzado un récord histórico para mí, que fueron más de 40 $, 44 $. He visto un día así; por lo tanto, hoy hay un pequeño retroceso porque, de nuevo, el crudo está subiendo.

De hecho, tengo una observación que hacerle desde la última vez, ya que el Estrecho de Ormuz estuvo bloqueado nuevamente desde el 9 de julio. Cuando suma el crudo y el margen de refinado, estamos casi en 130 día tras día. Es decir, no sé si hay algún truco, pero probablemente lo haya. Eso es lo que mencioné en mis comentarios iniciales.

En cuanto al segundo punto. Sobre el primero, el de Papua LNG, estamos trabajando muy estrechamente con ExxonMobil, con Santos y con el gobierno, por supuesto. El gobierno acaba de poner en marcha la última parte de los procedimientos, las audiencias locales. El objetivo es claramente sancionar todo eso antes de que termine el año; creo que noviembre es la meta. Pero estamos alineando los intereses de todos los socios con los intereses de los proyectos, y estamos estudiando cómo podemos maximizar las sinergias hoy entre Papua y PNG LNG para entregar al gobierno el proyecto más eficiente. Pero, de nuevo, en estrecha cooperación con el gobierno. Así que me alegra ver que las diferentes partes interesadas comparten hoy el mismo objetivo. Y bien, tenemos que unir algunas piezas. No es fácil, pero soy optimista en que podamos alcanzar esta sanción, y todos estamos trabajando para ello y estamos muy alineados al respecto.

Sobre el proyecto Mozambique LNG, bueno, como saben, se ha reanudado desde enero. Y hoy, de hecho, estamos aumentando la movilización de personal sobre el terreno. Creo que estamos en 7.000 u 8.000 personas. Así que el proyecto está progresando, seamos claros. Nos hemos enfrentado a algunas dificultades porque parte de los equipos se estaban fabricando en Dubai y en diferentes astilleros del Medio Oriente. Por lo tanto, tuvimos que pasar por momentos difíciles para sacar todo el equipo. Creo que ya está hecho. Así que tiene algunos... pero el progreso en el que estamos avanzando —y de hecho, hoy, cuando comparamos el progreso, estamos casi al 45% de finalización—, pero todavía tenemos muchas cosas por construir en, diría yo, en Afungi y en alta mar. Así que eso va en camino con el objetivo de '29 para el primer tren, y estamos trabajando en ello.

La siguiente pregunta es de Jean-Luc Romain, CIC CIB.

Sí, el francés. No, pero estamos trabajando en ello. ¿En qué punto estamos? De hecho, hemos hecho el... no, tenemos buenas ofertas. Como saben, la buena noticia del trimestre es que el parlamento alemán ha aprobado su propia regulación. Por tanto, hoy tenemos mucha claridad sobre la parte alemana y sobre la parte positiva. Así, Leuna podrá maximizar el uso de hidrógeno verde. Así que es una buena noticia.

Hubo una mala noticia en la parte de los Países Bajos, que ha sido adoptada, pero no en la parte máxima. Por lo tanto, creo que la Zeeland Refinery podrá absorber un 30% más o menos de lo que estamos planeando tomar para el offtake. Si no hay apoyo fiscal, no podemos hacerlo.

Y estamos trabajando hoy con los últimos dos gobiernos, que es el belga, donde los borradores no son tan positivos, y el francés, donde los borradores sí son positivos, pero el problema en el sistema francés es que hay que acudir al parlamento y realizar reformas fiscales en el parlamento francés no es una tarea fácil para el gobierno. Pero estamos trabajando en ello.

Y creo que tendremos —nos gustaría tener— el esquema definitivo y no uno provisional, para ser sinceros, porque, por supuesto, si nos comprometemos con contratos a largo plazo de 10 o 15 años, necesitamos tener un esquema que nos brinde, yo diría, un cierto nivel de tranquilidad. Pero tenemos algunos... es un asunto muy técnico. Para ser honestos, es uno de los temas más complejos que conozco porque explicarle a un líder político la RED III y en qué consiste la producción de hidrógeno verde en Europa para obtener algo de apoyo... es, honestamente, difícil. Pero tenemos algo de... tenemos algo de impulso. Así que estamos trabajando en ello.

Y no solo nosotros, por cierto, en Francia, por supuesto, estamos trabajando codo a codo con Air Liquide, que también está interesada en obtener estas regulaciones. Así que estamos progresando, pero aun así, de nuevo, para que nosotros podamos comprometernos con contratos a largo plazo, necesitamos que todas estas regulaciones sean promulgadas.

Es una belleza de Europa. Crees que has hecho el trabajo porque hay una directiva en Bruselas y luego te takes 4 años para implementarla en cada país. Y luego, por cierto, me temo que acabo de descubrir que hay una nueva directiva, que podría volver a afectar a la definición de green hydrogen, la RED IV basada en consulta. Así que, para ser sincero, cuando lees eso, empiezas a tener miedo porque probablemente provenga de la regulación. Así que podría ser difícil, ¿de acuerdo?

Y la última pregunta es de Ben Salem, de ODDO BHF.

Sí. Gracias, Ahmed. Pero seguimos considerando Oriente Medio como una región apta para la inversión. No hay duda alguna. Es una cuestión, por supuesto. Y al final del día, es una cuestión de riesgo y recompensa. Quizás la recompensa sea un poco más alta. Pero cuando vi a mis competidores estadounidenses correr hacia Irak durante el último fin de semana, si me fijé en el número de MoUs firmados para desarrollar miles —cientos de miles de barriles— no sé por qué las empresas estadounidenses de repente querrían ver un riesgo geopolítico menor y nosotros mismos, que tenemos más, diría yo, ADN en la región, lo consideraríamos como uno más alto. Así que pensamos que es una cuestión de riesgo y recompensa. Siempre es una cuestión de política. Una vez más, también vuelve a mis comentarios sobre tener rutas alternativas para exportar el petróleo hacia el mercado.

Dicho esto, también está claro que la política y la estrategia de TotalEnergies han sido diversificar la cartera, y eso reforzó mi firme convicción de que la diversificación es esencial en este negocio. Lo hemos hecho bien en Brasil, en África, en nuevos países de África. Por supuesto, EE. UU. también nos resulta atractivo, pero estamos construyendo una posición bastante grande en EE. UU. en términos de asignación de capital a través de LNG y a través de energía integrada. Así que estamos bien. Entiendo la pregunta. Pero, al final, cuando produces petróleo y gas, vas a donde lo encuentras. Y si descubrimos petróleo y gas en Surinam y en Namibia, estamos contentos. Y es cierto que no —no encontramos petróleo y gas en Europa para responder a sus preguntas. Y, por cierto, no tenemos el derecho de buscarlo. Así que ahí estamos.

Así pues, para mí, la respuesta a su pregunta es, fundamentalmente, mantener nuestra estrategia de diversificación. Y esto es lo que les presentaremos en septiembre. Creo que los acontecimientos que hemos afrontado en los últimos 4 meses han demostrado que esta es la estrategia correcta, y hemos sido capaces, como respondí, de suministrar materia prima a los pickers o de —no de alegar fuerza mayor para los clientes de LNG, a diferencia de algunos competidores, porque tenemos una fuente de suministro de LNG diversificada y, desde esta perspectiva, estamos construyendo una posición en Mozambique. Pero observen los países en los que estamos desarrollando actividad en los últimos 3 años: Suriname, Malaysia, Namibia. Por tanto, seguimos diversificando nuestras participaciones porque esa es la realidad de nuestro negocio. Y no es solo en 2026 cuando hemos descubierto eso; ha sido el caso de empresas con 1 o 2 años de vida, y creo que ha sido así durante mucho tiempo. Así que eso es lo que respondería a su pregunta.

Caballeros, esa ha sido la última pregunta. Devuelvo la conferencia a ustedes por si desean realizar alguna declaración de cierre.

Sí. Gracias por su asistencia hoy y por su apoyo. Les recuerdo a todos que tenemos un Capital Market Day en New York City el 28 de septiembre. Creo que es lunes, si no recuerdo mal. Así que el lunes 28 de septiembre, prepárense todos para asistir al TotalEnergies Capital Market Day.

Con más noticias próximamente, ya que seguimos trabajando durante el periodo de verano. Así que gracias por su asistencia y felices fiestas a todos ustedes.