Con esto concluyen nuestras palabras de apertura. Antes de abrir la llamada para preguntas, les pediría que limiten cada intervención en la sesión de preguntas y respuestas a 2 preguntas. Si tienen más de 2 preguntas, por favor vuelvan a unirse a la cola según lo permita el tiempo para asegurar que otros participantes tengan tiempo de hacer sus preguntas. Gracias.

Damas y caballeros, el turno para preguntas está abierto. Nuestra primera pregunta proviene de Sam Margolin de Wells Fargo. Adelante, por favor.

Hola, Sam. Buenos días. Habla Randy. Obviamente, el mercado sigue siendo extremadamente volátil. Recibimos titulares todos los días, todas las noches, sobre eventos en Oriente Medio, y obviamente estamos siguiendo de cerca eso y los flujos comerciales globales. Durante las últimas semanas, parece que estamos viendo flujos más altos y sostenidos a través de los estrechos. Hemos visto fuentes de medios en los últimos couple de días indicando que el volumen de la última semana ha sido en realidad superior a los niveles previos a la guerra. Además de eso, hemos tenido algunas liberaciones recientes del SPR. Por lo tanto, en general, nuestras indicaciones de lo que vemos en el mercado, tanto en los diferenciales como en los flujos comerciales, sugieren que el mercado está bastante bien abastecido de petróleo.

Y como usted mencionó, la historia principal en el mercado ahora mismo son las tarifas de flete. A medida que aumenta el flujo a través de los estrechos, ya sabe, el proceso ineficiente de transferencia de barco a barco que están realizando con el petróleo crudo en el Golfo de Omán, está realmente reteniendo el transporte marítimo global al requerir más petroleros para mover la misma cantidad de petróleo. Ya sabe, esto es además de, ya sabe, las primas de riesgo de seguros, los retrasos en el transbordo y los mayores costes de combustible. Todo esto simplemente está impulsando los fletes al alza. Como ejemplo, este aumento extremo en el flete, quiero decir, el coste de mover un VLCC desde la Costa del Golfo hasta Asia está ahora promediando alrededor de $30 a $35 por barril. Eso se compara con el promedio de 2025 de alrededor de $5 por barril. Estamos viendo cómo este aumento del flete se manifiesta en todos los mercados de todo el mundo y en todas las clases de transporte. Principalmente en el lado del flete de productos no refinados.

Y esto está causando graves desajustes en nuestros precios globales de crudo, ya que las refinerías buscan barriles que estén más cerca de casa y los vendedores se ven obligados a descontar los barriles para compensar el coste del flete. Ya sabe, afortunadamente para nosotros, la mayor parte de nuestros sistemas en la Costa del Golfo, que tiene acceso a una amplia gama de crudos y calidades de crudo, es ahora un gran exportador de crudo. Dado que este crudo debe tener un precio de exportación, el fuerte aumento en los costes de flete ha obligado a que los descuentos se amplíen en todos los grados, otorgando a la Costa del Golfo de EE. UU. algunos de los costes de crudo más baratos del mundo, especialmente en el pesado agrio. Y la Costa del Golfo también es una ventaja de flete para los barriles pesados de América Latina con una alternativa a Brent. Y los descuentos para estos barriles extranjeros también tienen que compensar el gran aumento del flete. Como mencionó Lane antes, la Costa del Golfo sigue siendo uno de los mercados de crudo más ventajosos a nivel mundial, y este aumento del flete solo respalda más eso.

Ya sabe, mirando hacia adelante, nuestra perspectiva a largo plazo sobre los diferenciales de crudo sigue siendo muy constructiva, ya que la oferta incremental parece estar dominada por barriles más pesados y más agrios, especialmente de Canadá, Venezuela y Oriente Medio, lo que respalda aún más el valor de nuestro sistema en la Costa del Golfo.

Sí. Hola, Sam. Supongo, permítame empezar reiterando lo que hemos dicho durante todo este año: que nuestra decisión inicial de, ya sabe, empezar a acumular caja a principios de este año fue realmente sobre, ya sabe, gestionar prudentemente la volatilidad en los precios de las materias primas. ¿Correcto? El riesgo del que hemos hablado es cuando hay un retroceso rápido en los precios de las materias primas, generalmente va acompañado de un uso del capital de trabajo y un uso de la caja. Y por lo tanto, ya sabe, en ese evento, queremos asegurarnos. Mike, queríamos asegurarnos de que no se vea afectada nuestra capacidad para devolver caja a los accionistas incluso si hay un uso significativo de la caja. De hecho, yo diría que queremos asegurarnos de estar en una gran posición para inclinarnos hacia los retornos a los accionistas en ese evento.

Así que, en un entorno que sigue siendo bastante constructivo, nos sentimos cómodos con nuestra posición actual con respecto a los pagos. Seguimos pagando por encima del 50%. Y seguimos acumulando efectivo. Ya lo mencionaste, pero no tenemos muchos otros tipos de compromisos de efectivo. No tenemos muchos vencimientos durante el próximo año y más allá. Tenemos un poco menos de $150 million que vencen a finales de este año. Y un poco más de $500 million el próximo año. Así que tenemos mucha flexibilidad, como bien señalaste.

Obviamente, ya hemos hablado de esto antes, pero no vamos a cambiar nuestro enfoque en las inversiones de capital solo porque tengamos mucho efectivo. Así que, en resumen, no tenemos muchos otros usos para el efectivo. Por lo tanto, aunque la volatilidad probablemente no haya quedado atrás en este momento, estamos en una buena posición para ser aún más agresivos con los retornos a los accionistas, especialmente si la volatilidad regresa a medida que finalmente volvemos hacia nuestro objetivo de saldo de efectivo a largo plazo de $4 to $5 billion. En cualquier caso, creo que independientemente de si los márgenes y el perfil de flujo de caja de nuestro negocio se mantienen fuertes o no, nuestros objetivos a largo plazo de efectivo realmente no han cambiado. Por lo tanto, con el tiempo, todo el exceso de efectivo que estemos acumulando se dirigirá finalmente hacia nuestros propietarios. Gracias.

Gracias. Nuestra próxima pregunta viene de Manav Gupta de UBS. Adelante, por favor.

Sí. Manav, habla Gary. Creo que vemos exactamente lo mismo que tú estás observando, lo que nos da una gran confianza en que este entorno actual de diferencial de crack es muy sostenible.

Cuando se observa parte de la capacidad de refinado de baja complejidad en el Lejano Oriente, el coste de flete para llevar el crudo a esa refinería y el coste de flete para volver a los mercados de exportación. Parece que sus márgenes están en el rango de $2 a $3 por barril.

Saben, además de la presión sobre los márgenes que enfrentan actualmente, también estamos viendo cómo los precios del gas natural comienzan a dispararse en esas regiones, lo que pone un suelo aún más alto en lo que deben alcanzar los diferenciales de craqueo para obligar a esas refinerías a seguir funcionando con altas tasas de utilización. Y creo que el mundo necesita que esa capacidad esté funcionando hoy. Gracias.

Sí, Manav, repasaré parte de lo que estamos viendo en el lado mayorista. En su mayor parte, diría que no estamos viendo ninguna señal de destrucción de la demanda en absoluto. En el lado de la gasolina, las ventas promedio de 7 días de nuestra red mayorista en EE. UU. están de hecho subidas un 4% interanual. En Canadá, están estancadas interanual. En el Reino Unido, estancadas interanual.

En la llamada del segundo trimestre, mencioné que estábamos viendo cierta destrucción de la demanda en el Reino Unido. Pero en realidad, en el tercer trimestre, la demanda se recuperó bien allí. Por lo tanto, la demanda de gasolina ha sido muy resistente a los precios más altos. Y luego la demanda de exportación también ha sido muy, muy fuerte. Se puede ver en todos nuestros mercados de exportación que estamos viendo una buena tracción desde la Costa del Golfo de EE. UU.

Ciertamente, hemos visto que los márgenes de refinado de la gasolina han bajado un poco. Parte de eso es simplemente estacional, ya que han terminado la temporada de conducción. Y también se debe al aumento del mezclado de butano con las especificaciones de la gasolina de invierno. Pero los fundamentos subyacentes de la gasolina se ven muy, muy sólidos.

No tenemos un arbitraje transatlántico para enviar gasolina desde el noroeste de Europa hacia la plataforma 1. Realmente no tenemos una economía de almacenamiento para empezar a producir gasolina de grado de verano y almacenarla, lo cual es muy constructivo para la primavera. Creo que lo más importante, cuando miro el mercado de la gasolina, es que estamos en octubre, fuera de la temporada de conducción, entrando en la temporada de gasolina de alto RVP, y todavía hay backwardation en el mercado de la gasolina. Lo cual realmente te indica que el mercado de entrega inmediata está muy ajustado en cuanto a la oferta de gasolina. Y creo que todo eso es muy constructivo para la gasolina a largo plazo.

En el lado de los destilados, tendencias similares. Nuestra red de venta al por mayor indicaría un crecimiento de aproximadamente el 2% interanual en las ventas promedio de 7 días. Tanto el sistema del Reino Unido como el sistema canadiense muestran ventas estancadas interanual. La única zona donde realmente estamos viendo ventas más bajas es el gasoil para calefacción doméstica en el Reino Unido. Ha bajado aproximadamente un 10%.

Cuando hablas con nuestros equipos comerciales allí, piensan que eso se debe a una combinación de un par de razones. 1, han tenido un clima inusualmente cálido. Y 2, también han tenido clientes que realmente están intentando retrasar el llenado de sus tanques tanto como puedan. Así que lo que eso podría indicarte es que podrías ver un aumento en la demanda en el Reino Unido cuando finalmente llegue el clima frío.

La demanda de exportación de diésel también es muy, muy sólida. Tanto en América Latina como en Europa. Así que para nosotros, no hay indicios de destrucción de la demanda. Y de hecho, algunos de los indicadores principales, ya sabes, tanto el hecho de que el PIB se mantenga estancado como el hecho de que muchas de las encuestas de transporte estén repuntando, te indicarían que la demanda de diésel se mantiene muy bien. Muchas gracias.

Gracias. La siguiente pregunta es de Neil Mehta de Goldman Sachs. Adelante, por favor.

Sí, Neil. Empezaré con el DHT. Realmente no esperamos tener la finalización mecánica del DHT hasta el final del trimestre. Por lo tanto, el DHT no estará realmente, no está en la guía.

Lo estamos. Ya saben, es un trimestre de mantenimiento ligero para nosotros, así que exigiremos los activos al máximo. Con los márgenes en los que están.

En lo que respecta al resto de la industria y el aplazamiento de las paradas de mantenimiento, como saben, hemos sido públicos al respecto. Realmente no aplazamos ninguno de nuestros mantenimientos. Continuaremos con nuestro cronograma de paradas.

Lo que escuchan de los consultores es que hubo alrededor de un millón y medio de barriles al día de paradas de refinerías a nivel mundial. Eso se aplazó, lo que significa que, ya saben, la actividad de las paradas es actualmente un poco más ligera de lo normal, y se esperaría una temporada de paradas más intensa el próximo año.

Sí. Así que creo que los grandes vientos de cola para el cuarto trimestre, típicamente, obtienen el repunte de mezclar butano en la gasolina. En nuestro sistema del Atlántico Norte, generalmente se tiene un buen repunte después de que empezamos a producir diésel Ártico, que aporta algo de prima allí.

Vemos algunos buenos vientos de cola en el lado de la materia prima con el descuento de los pesados ácidos y muchas oportunidades de optimización de materias primas. Y luego estamos empezando a ver que los regrados de combustible para aviones vuelven a ser positivos, lo cual también es un viento de cola.

Fuera de eso, ya saben, cuando se miran los productos secundarios, es una especie de mezcla. El propileno y el nafta han bajado un poco, pero los aromáticos han subido. Así que, en general, yo diría que son principalmente vientos de cola en lo que respecta a las tasas de captura para el cuarto trimestre. Gracias, Kier.

Gracias. La siguiente pregunta viene de Theresa Chen de Barclays. Adelante, por favor.

Sí. Parece que parte de la presión a la baja en los diferenciales está realmente relacionada con más titulares. La gente anunciando liberaciones de reservas estratégicas, el levantamiento de las sanciones rusas, algunas de esas cosas son lo que realmente está impulsando parte de la presión a la baja en los diferenciales.

Creo que cuando digieres los datos y miras cuánto volumen está saliendo realmente, y luego el levantamiento de las sanciones es más bien un cambio en los flujos comerciales. Creo que veremos una recuperación en los diferenciales en el futuro.

Habla Richard Joe Walsh. Intentaré responder a eso. 1. Realmente creo que se están centrando aquí en Benicia. Y así que solo quiero recordarle que el estado de esa refinería es que está inactivamente segura y lo ha estado desde abril. Y no tenemos planes de reiniciarla.

Sabe, nosotros. Cuando anunciamos por primera vez y, ya sabe, incluso justo antes de anunciar el cierre de esa instalación, tuvimos muchas discusiones tanto con el gobierno estatal y federal como con partes privadas. Y, ya sabe, ninguno de esos esfuerzos materializó nada realmente. Sabe, es simplemente... es un entorno difícil para operar en la Costa Oeste, y simplemente no vemos el potencial para ello.

Así que y lo último que solo le recordaría es que, ya sabe, para reiniciar esa refinería, ya sabe, tendría que volver a inventariarla. Tendría que volver a dotarla de personal. Tendría que llevar a cabo un mantenimiento preventivo bastante extenso. ¿Sabe? Así que no es un proceso sencillo, reiniciarla.

Hola, Theresa. Soy Lane. Añadiré a eso. Creo que, ya sabes, lo que estás pensando en términos generales. Hablando más ampliamente, casi cualquier refinería que haya sido cerrada tardará un tiempo en ponerse en marcha. Sería muy difícil para ellas ayudar en la situación inmediata.

No hemos tenido muchas comunicaciones entrantes por parte de la administración con respecto al arranque de otras refinerías. Pero, ya sabes, hemos escuchado lo mismo que ustedes. Así que no digo que no esté ocurriendo, pero creo que la idea de que simplemente se pueda entrar y encender las luces y que vayan a empezar a funcionar no es exactamente el caso. Pero, ya sabes, veremos qué sucede a largo plazo con cómo se desarrolle todo esto.

Gracias. Gracias. La siguiente pregunta es de Philip Jungwirth de BMO Capital Markets. Adelante, por favor.

Sí. Philip, habla Randy. Seguimos viendo una disponibilidad bastante buena de crudo venezolano en el sistema de la Costa del Golfo. Y como mencionaste, estamos bastante alentados por algunas de las nuevas inversiones que se están realizando allí para aumentar la producción en el futuro.

Saben, hemos sido durante mucho tiempo, y seguimos siendo el mayor consumidor de crudo venezolano. Y en la costa del Golfo de EE. UU., somos, somos el más grande por mucho. De hecho, en el tercer trimestre, vimos que el crudo venezolano competía muy favorablemente en comparación con otras alternativas pesadas y ácidas. Como resultado, establecimos un nuevo récord de procesamiento para barriles venezolanos en el sistema de Valero durante el trimestre.

A medida que avanzamos hacia el cuarto trimestre, hemos visto que la economía ha cambiado un poco. El mercado de fletes más alto ha impactado especialmente el mercado de crudo pesado. Hemos visto que los descuentos para el crudo canadiense en la costa del Golfo se han ampliado hasta alcanzar los $27 a $30 por debajo del Brent. Esto hace que el barril canadiense sea mucho más competitivo frente al barril latino.

Saben, como mencionamos antes, nuestro sistema es muy flexible. Por lo tanto, nuestra capacidad para alternar entre diferentes grados es una gran ventaja competitiva. Y a medida que avanzamos, seguiremos buscando oportunidades donde podamos aumentar aún más el consumo de esos barriles.

Sí. Soy Lane. Añadiré a eso. Quiero decir, definitivamente es uno de los ámbitos que analizamos en cuanto a nuestros proyectos o incluso adquisiciones con respecto a esta clase de posición de crudo pesado y ácido. Sentimos que es un área que nos ayudará con nuestra optimización de materia prima, y estamos buscando oportunidades de eliminación de cuellos de botella y otras oportunidades. Y eso es espacio. Es decir, aumentar nuestra exposición para poder procesar crudo pesado y ácido.

Sí, Philip, habla Eric. Creo que, solo como un breve recordatorio, el segundo trimestre tuvo muchos beneficios extraordinarios y únicos, como la recuperación de IEPA, así como muchas actualizaciones de modelización y ajustes reales acumulados en el año. Por lo tanto, tuviste un segundo trimestre algo inusualmente alto debido a algunos de esos beneficios únicos. Además, tuvimos el beneficio y, como hemos hablado en llamadas anteriores, hay un desfase en cómo se valoran las materias primas cuando entran en DGD.

Y si combinas eso con la volatilidad que todos estamos viendo, se crea mucho ruido en la captura de márgenes. Así que, si miras el segundo trimestre, tuviste materias primas que habíamos comprado en el primer trimestre que eran todavía mucho más baratas que el indicador de margen. Así que tuviste esa ventaja, y luego tuviste, si recuerdas, muchos de los comentarios sobre el conflicto estaban disminuyendo. Y así, a medida que el ULSD caía, a pesar de que ese es el precio de la materia prima base para DGD, ayudó con parte de la volatilidad en las posiciones de cómo se estaba valorando específicamente el carbono en ese trimestre.

En el tercer trimestre, tuviste exactamente lo contrario. Tuvimos el impacto de que, obviamente, tuvimos la interrupción. Tuvimos la tormenta en DG 3, lo que nos obligó a procesar un porcentaje más alto de materias primas extranjeras que estaban en tránsito marítimo. Así que, ya sabes, las materias primas extranjeras no capturan PTC, por lo que tuvimos una captura de PTC más baja que el indicador de margen. Y luego también tuviste mucho ruido en torno al D4. Y así, con la conversación sobre los SRE y si se van a reasignar o no, vimos una caída bastante significativa en el D4. Y a medida que esas cargas de productos se valoraban, vimos que el impacto de mucha volatilidad afectaba también ese desfase. Así que realmente todo está ligado al desfase y a la volatilidad tanto del ULSD como del D4.

Si pienso en el cuarto trimestre, quiero decir, todavía tienes un RIN de D4 alto y estructurado. Por lo tanto, seguimos viendo a DGD muy positivo desde el punto de vista del margen. Vemos un flujo de caja positivo. Y creo que la verdadera fortaleza es la del segmento de refinación, donde Gulf Coast es la más aventajada en cuanto a disponibilidad de materias primas. Combinado con que Darling es el mayor productor de materias primas nacionales con beneficios PTC. Por lo tanto, estamos pivotando hacia, como siempre, maximizar la materia prima de Darling, maximizando ahora las corridas de aceite vegetal, entrando realmente en este corto de D4 que va a continuar hasta el 27.

Así que capturar es algo muy difícil de... La siguiente pregunta viene de John Royall de Piper Sandler. Adelante, por favor.

Sí. Yo diría que, especialmente con todos los titulares sobre los precios, nos ha sorprendido que realmente no se vea ninguna respuesta de la demanda hasta ahora. En cuanto al nivel de precio en el que esperarían algún tipo de destrucción de la demanda, realmente no sé dónde está porque la mayoría de la gente habría predicho que ya lo habríamos visto. Es justo. Gracias.

Claro. Habla Eric. Con el nuevo PTC o los beneficios con el 45 z, es realmente alentador para todos los productores de etanol que consideren volúmenes más altos. Y estamos mirando principalmente un aumento gradual de la capacidad, así que no es... quiero decir, a escala de refinería, esto no es capital significativo. Y es capital de impacto muy rápido. Pero, ya saben, es un aumento gradual de la capacidad.

Continuamos impulsando nuestros proyectos de secuestro de carbono en un par de nuestras instalaciones. Esperamos que estos se alcancen entre finales de 27 y mediados de 28. Todo eso aumentará tanto el volumen de etanol como reducirá el CI del etanol. Lo que lo hace más atractivo para las exportaciones. Así que seguimos viendo una demanda de exportación bastante fuerte para el etanol y nuestra capacidad está orientada a aumentar las exportaciones. Gracias.

Gracias. La siguiente pregunta es de Matthew Blair de Tudor, Pickering, Holt. Adelante, por favor.

Sí, habla Gary. En su mayor parte, las tarifas de flete más altas en realidad nos dan una ventaja en los mercados de exportación típicos en América Latina. Ustedes compiten principalmente con barriles europeos en esos mercados y, por lo tanto, tenemos una ventaja de flete allí.

El único lugar donde tiende a perjudicarnos son las exportaciones, las exportaciones de diésel hacia Europa. Y le diría que lo que causa es simplemente mucha volatilidad con el arbitraje abriéndose y cerrándose. Básicamente, Europa tiene déficit de diésel y lo necesita. Por lo tanto, cuando las tarifas de flete se disparan, sus precios tienen que ajustarse para mantener esos arbitrajes abiertos y mantener el flujo de barriles.

Sí. En el lado del crudo, habla Randy. Sí tenemos cierta exposición a fletes más altos en nuestra refinería de Pembroke hacia la Costa Oeste. Y en una menor medida hacia Quebec City, a pesar de que esa refinería se abastece principalmente a través de oleoductos.

Sin embargo, el beneficio del impacto en la Costa del Golfo supera con creces eso. Además, disponemos de una gran flota de buques en fletamento por tiempo, lo que tiende a amortiguar parte del impacto de las mayores tarifas de flete spot.

Sí, habla Gary. Creo que los datos que vemos muestran que, en una base de promedio de 3 meses, en comparación con un periodo equivalente de 2024, hubo unos 1.4 million barrels al día de capacidad de refinado fuera de servicio en Rusia. Así que sigue siendo significativo. La mayoría de los consultores estiman que llevará bastante tiempo recuperar esa capacidad.

Realmente no puedo darle una duración. Sobre las exportaciones de diésel, creo que si observa el volumen que se anunció, lo sitúa en niveles de julio de donde estarían las exportaciones de diésel rusas, que siguen estando 2.7 million barrels al día por debajo de donde estaba Rusia el año pasado en esta época. Por lo tanto, no es un volumen significativo. Y como siempre hemos afirmado, las sanciones o la eliminación de las mismas solo resultan en un cambio de los flujos comerciales, no realmente en un suministro incremental que entre o salga del mercado. Gracias.

Gracias. Nuestra próxima pregunta es de Joe Lacch de Morgan Stanley. Adelante, por favor.

Claro. Empezaré con el proyecto Saint Charles. Sí. El proyecto entró en funcionamiento y, a pesar de que no estaba plenamente operativo durante el tercer trimestre, el EBITDA generado en el tercer trimestre superó en realidad nuestro pronóstico para el proyecto. Por lo tanto, está funcionando muy bien.

Como mencionó Lane, gran parte del proyecto consiste realmente en utilizar plenamente la capacidad de alquilación que tenemos allí. Por lo tanto, normalmente se vería el mayor beneficio de ello durante la temporada de gasolina, así que esperaríamos más beneficio en el segundo y tercer trimestre de lo que se vería en el cuarto y primer trimestre.

Sí. Y añadiré a eso. Soy Lane. Quiero decir, en términos de proyectos que nos gustan, se trata realmente de la flexibilidad de la materia prima. Si piensa en el periodo previo a, voy a decir, la invasión de Ucrania, gran parte del apoyo por barril que se requiere para completar la capacidad de refinado de EE. UU. con VGO y otros productos intermedios procedentes de esa parte del mundo.

Y, por consiguiente, a medida que avanzamos durante el verano, a pesar de que tuvimos márgenes amplios en ciertos momentos cuando había que salir a comprar VGO en el mercado spot, sus márgenes reales de FCC fueron bajos. Así que uno de los ámbitos en los que vemos una oportunidad es ser un poco más... hacer que nuestro sistema sea un poco más resiliente, que no dependa tanto del VGO que hay fuera para encontrar formas de aumentar la producción de VGO.

Dije antes, yo... ya saben, somos optimistas sobre Venezuela y el tipo de desarrollo canadiense para el heavy sour. Buscaremos formas de eliminar los cuellos de botella en nuestra capacidad de heavy sour.

Yo empezaré. Como siempre hacemos en cada llamada de resultados, miramos todo lo que sale al mercado. Nos gusta especialmente nuestro sistema de la Costa del Golfo. Hemos sido tajantes al respecto. Creemos que aporta más valor cuando realmente podemos optimizar nuestro sistema. Por lo tanto, seguimos buscando oportunidades en eso, en términos de, y también nos gusta el negocio del etanol. Seguiremos analizando el negocio del etanol.

Pero, de nuevo, vamos a ser muy, muy... vamos a ceñirnos a nuestro enfoque disciplinado del capital. No van a ver, a pesar de que tenemos mucho efectivo, que vamos a cambiar nuestro enfoque en cuanto a nuestras tasas de corte y nuestras métricas de rendimiento y cómo pensamos en el marco de asignación de capital que utilizamos, que hemos estado utilizando durante los últimos 10 años. Todo eso tiene sentido. Muchas gracias.

Gracias. Nuestra próxima pregunta es de Doug Leggate de Wolfe Research. Adelante, por favor.

Sí. Como mencioné, no hemos cambiado realmente nada en cuanto a nuestra filosofía sobre el mantenimiento y la ejecución de nuestros paros de planta. Estos se están llevando a cabo según lo previsto. Por lo tanto, no creo que deban esperar nada diferente en términos de nuestra fiabilidad.

Si usted, sabe, cree en los datos de la consultora que dicen que, sabe, se pospusieron un millón y medio de barriles de paradas de refinería. Eso le lleva a creer que, sabe, podría haber cierta falta de fiabilidad allí y una temporada de mantenimiento más intensa el próximo año.

Hola, Doug, soy Harminder. Quiero decir, creo que vemos tanto los dividendos como las recompras de acciones como un componente de nuestro retorno total al accionista. Tenemos una visión de mitad de ciclo más alta por todas las razones que, sabe, Gary, Randy y Lane mencionaron. Pero seguimos operando en una industria cíclica. Usted pregunta sobre los dividendos. Creo que añadiré que, en teoría, una mitad de ciclo más alta también aumenta su capacidad de endeudamiento, pero obviamente no estamos aumentando el apalancamiento.

Al igual que nuestro balance, queremos asegurarnos de que nuestro dividendo sea duradero tanto en los buenos como en los malos tiempos. Y el dividendo es obviamente un compromiso permanente que hemos asumido, el cual utilizaremos y hemos utilizado el balance para defender, como hicimos durante la pandemia. Eso no fue hace mucho tiempo, cuando nuestra capacidad y voluntad para pagar dividendos se vieron desafiadas. Por lo tanto, el dividendo es un trinquete en una sola dirección. Queremos asegurarnos de tener algún elemento proporcional en el crecimiento de los dividendos a lo largo del ciclo.

Y además, observamos el rendimiento de los dividendos en el contexto de nuestros pares más cercanos, y estamos justo en el medio de ambos. Por lo tanto, teniendo todo esto en cuenta, seremos más comparables en cuanto al crecimiento de los dividendos, pero, obviamente, garantizar un rendimiento total predecible y atractivo es un aspecto clave de nuestra propuesta de valor para nuestros accionistas, y continuar complementando ese pago total con recompras de acciones como un medio más eficiente y flexible para cumplir con esa promesa a largo plazo. Muy claro. Gracias, chicos. Se lo agradezco. Sí. Gracias.

Nuestra siguiente pregunta proviene de Jason Gabelman de TD Cowen. Adelante, por favor.

Sí. Creo que es una caracterización justa. Saben, siempre hemos sentido que una de las cosas que ha beneficiado a las refinerías durante este conflicto es el hecho de que el crudo realmente no se ha puesto tan, ya saben, caro como podría haberlo sido.

Y así, si por alguna razón el crudo sube, bueno, creo que podría causar cierta compresión en los diferenciales de refinado.

Sí. Hola. Soy Lane. Así que, ya sabe, con... es otra región que nos gusta. Así que si algo estuviera disponible y, de nuevo, cumpliera con nuestros criterios de inversión, que de nuevo, queremos ser disciplinados y queremos asegurarnos de que la cosa tenga sentido para todo el ciclo económico y no dejarnos seducir por la situación inmediata. Pero es una región en la que sentimos que tenemos una posición muy buena, y si pudiéramos añadir a ella y aumentar nuestra flexibilidad y nuestra capacidad para operar a su alrededor y crear valor para los accionistas, ciertamente estaríamos interesados. Genial. Gracias por las respuestas, chicos.

Esto nos lleva al final de la sesión de preguntas y respuestas de hoy. Me gustaría devolver la palabra al Sr. Donovan para sus comentarios finales.

Sí, agradecemos a todos por acompañarnos hoy. Y como siempre, no duden en ponerse en contacto con el equipo de Relaciones con Inversores si tienen alguna pregunta adicional. Que tengan un buen día.

Damas y caballeros, con esto concluye el evento de hoy. Pueden desconectar sus líneas o salir de la transmisión web en este momento y disfrutar del resto del día.