Daremos comienzo ahora a la sesión de preguntas y respuestas. Para realizar una pregunta, puede pulsar la tecla estrella y después el uno en su teléfono. Si está utilizando el manos libres, por favor levante el auricular antes de pulsar las teclas. Si en cualquier momento su pregunta ya ha sido respondida y desea retirarla, pulse la tecla estrella y después el dos.

En este momento, haremos una breve pausa para organizar nuestra lista de participantes. La primera pregunta de hoy es de Shahriar Pourreza, de Wells Fargo. Puede continuar.

Hola, buenos días, equipo. Habla Constantine, de Char. Gracias por vuestro tiempo hoy.

Hola, Constantine. ¿Cómo estás?

No está mal. Buenos días. Solo quería conocer su opinión sobre las auditorías de los centros de datos en Texas, los posibles retrasos y Batch Zero. ¿Se ha oído alguna preocupación comercial o de contraparte por parte de clientes actuales o potenciales y, a medida que superamos esta incertidumbre, especialmente con los impactos de la curva que estamos viendo?

¿Existe algún tipo de presión sobre las perspectivas a corto plazo y estrategias de mitigación mediante coberturas, especialmente para 2027 y 2028, cuando la cartera es un poco más abierta?

Claro. Hay mucho que decir ahí. Agradezco la pregunta. Permítame empezar contextualizando: publicamos una previsión de carga hace poco más de dos años, en mayo de 2022, con una expectativa de entre 115 y 120 gigavatios de carga en ERCOT para 2030. Eso es lo que seguimos proyectando. Desde la perspectiva de los fundamentos del negocio a largo plazo, en realidad no hemos cambiado nuestra previsión para ERCOT, a pesar de que las colas de proyectos ciertamente han crecido.

Creo que eso forma parte del desafío que están equilibrando los responsables políticos; creo que las preocupaciones en torno al suministro de generación están sobrevaloradas si se analiza gran parte de lo que informan los medios. Creo que la demanda está sobrevalorada si se observa el interés que se está expresando en estas colas de espera. Los responsables políticos dicen que necesitamos mejor información para tomar decisiones porque van a priorizar la fiabilidad y la asequibilidad para los clientes, y nosotros apoyamos eso. Lo apoyamos plenamente.

Creo que a corto plazo, la auditoría probablemente pausará algunas de las revisiones durante un par de meses. No conocemos exactamente el plazo. El proyecto clave que tenemos en nuestra cartera en Comanche Peak tiene previsto su energización para finales de 2027. No prevemos que se vea afectado en este momento; apoyamos la conversación que el gobernador quiere mantener con la comunidad de los centros de datos para asegurar que Texas haga esto de la manera correcta.

No creo que sea una preocupación a medio y largo plazo; creo que, y estoy seguro de que hablaremos de ello en algún momento de la sesión de preguntas y respuestas, sobre la fijación de precios futuros. Lo que se observa ahora mismo es que la red tiene más oferta. Esta carga que esperamos conectar, la esperábamos conectar en el periodo 2027-2028. Que 2026 sea un año flojo no nos sorprende demasiado. Esa es también la razón por la que realizamos la cobertura integral que hacemos.

Me gustaría ver una reducción de las colas de espera. Al fin y al cabo, creo que si elevamos los criterios y el listón de lo que se propone para la carga de los centros de datos, una cola de ERCOT que en ocasiones se ha expresado como superior a 400 GW, creemos que estará en algún punto entre los 12 GW y los 15 GW para 2030. Cuando se tienen cifras sobreestimadas en más de 20 veces, esto genera problemas para los responsables políticos. Apoyamos la reducción de las colas y la toma de decisiones más realistas para asegurar que todos podamos seguir adelante.

Excelente. Se lo agradezco. Quizás pasemos ahora a algunos de los modelos comerciales. Recientemente ha habido múltiples puntos de datos de la competencia en torno a nuevos proyectos, TIR, precios y expectativas de margen en la generación existente. ¿Tiene alguna opinión al respecto? ¿Debería la contratación a largo plazo seguir centrándose en el coste de nueva construcción, en torno a ese rango de los $90, o existe margen para una prima por la rapidez de llegada al mercado, etcétera?

Sí, hay un gran diferencial. Obviamente, esa es una de las ironías de este debate. De nuevo, desde el punto de vista de los medios, existe la opinión de que los precios de la energía son demasiado altos y que deben bajar. Todo depende de qué se esté tomando como referencia. En lo que va de año, los precios mayoristas de ERCOT han sido de $30 a MWh. El año pasado también fueron de $30 a MWh. Con 30 no se va a construir nada nuevo. Eso es parte del dilema. Creo que incluso cuando hablamos de PJM y de un tope en el RBP de 555, eso podría permitir la construcción de algunas cosas, pero aún habrá mucho que podría no construirse si se considera ese valor como un tope estricto. Hay un rango con ese 555, por lo que algunas cosas pueden pujar por encima si hay algo claro por debajo de ese nivel.

En nuestra función como inversores y también como propietarios y operadores, el precio de los equipos en algunos casos se ha duplicado, si no triplicado. Lo que era un precio aceptable para construir hace uno o dos años ya no lo es. Creo que el desafío, desde el punto de vista de la contratación, será cuando los clientes —los grandes clientes de carga— estén interesados en contratar con los existentes, y estén interesados en contratar con los existentes con una prima, porque sigue siendo un descuento respecto a lo que requeriría una nueva construcción, ya sea que se haga de forma bilateral o que se espere hacerlo por cuenta propia. Como ocurre con un sistema detrás del contador o aislado, hay un margen muy amplio.

Por eso creo que nuestra gran posición de carga base presenta un amplio diferencial entre lo que recibimos actualmente en un mercado spot de un día para otro frente a lo que representan las nuevas construcciones. Seguimos viendo ese nivel de interés por parte de la base de clientes, y creo que seguirán viendo clientes contratando nuevas instalaciones porque hay zonas del país en las que quieren estar y buscan rapidez, además de clientes que contratarán con instalaciones existentes. Nuestra visión al respecto no ha cambiado. En cuanto a los márgenes y las primas, nuestra visión tampoco ha cambiado. Creo que el coste de las nuevas construcciones ha seguido aumentando. Si algo ha cambiado, es precisamente ahí donde hemos visto la presión.

La preferencia por Vistra sigue siendo una especie de solución híbrida, ¿así que se trata de una combinación de capacidad nueva y existente para este tipo de acuerdo?

Sí, mire, hemos sido un poco de todo a la vez. Realmente depende de lo que busque el cliente. Algunos clientes darán más prioridad a lo nuevo y a la adicionalidad. Otros buscarán más la velocidad y la facilidad de conexión. La coubicación, por ejemplo, puede aportar una ventaja de velocidad de conexión que incluso una nueva construcción, aunque estuviera aislada, podría tardar más en conseguir.

Sí, vamos a estar presentes en todas esas formas. Tenemos que obtener un rendimiento que consideremos atractivo para nuestros accionistas, pero contamos con la capacidad de estar en todos esos conjuntos de soluciones, y espero que sigamos haciéndolo de cara al futuro.

Tiene sentido. Sin enfoques genéricos. Agradezco el tiempo dedicado hoy.

Perfecto.

Muchas gracias.

Gracias. Gracias por las preguntas.

La siguiente pregunta es de Jeremy Tonet, de J.P. Morgan. Adelante, por favor.

Hola, Jeremy.

Hola, Jeremy.

Sí, es una excelente pregunta. Para empezar, voy a pedirle a Stacey que comente, ya que ella participa en estas discusiones a diario. Los dos mercados están partiendo de puntos ligeramente distintos. Como saben, con Texas, se puede observar en los forwards y en las liquidaciones en tiempo real que el mercado de Texas está actualmente mucho menos ajustado que el mercado de PJM.

Lo que tenemos aquí es una situación en la que los clientes simplemente están intentando superar los procesos de estudio. ERCOT adoptó el enfoque de realizar un BAS para ralentizar las cosas un momento y luego estudiar tanto como sea realista a la vez para ofrecer una orientación clara a la gente. Ahora bien, esto se va a pausar durante unos meses por los motivos que acabamos de tratar en la llamada, pero el enfoque sigue siendo el mismo.

En PJM, todavía existe un proceso que es mucho más localizado en cuanto al funcionamiento del proceso de estudio; obviamente, incluso los criterios que se están utilizando en torno a los costes de las líneas y si existen mínimos de toma y crédito, entre otras cuestiones, aún no se han resuelto en ERCOT. Los mercados presentan diferentes niveles de madurez en cuanto a la forma en que las distintas empresas de servicios públicos priorizan los estudios y la carga, y tenemos que trabajar con los clientes en ese sentido. Por supuesto, nuestros activos tienen características únicas en cada mercado. Dado que estamos manteniendo conversaciones en ambos mercados principales, dejaré que Stacey aporte más detalles sobre cómo ve la evolución de estos aspectos.

Sí. Gracias, Jim. Gracias por la pregunta, Jeremy. Seguimos viendo mucho interés tanto en PJM como en ERCOT. Estamos manteniendo conversaciones activas en ambos mercados en múltiples emplazamientos, tanto sobre nuestros recursos existentes como sobre nuevas construcciones.

Ambos mercados tienen su propia cuota de incertidumbre regulatoria y elementos en constante cambio. Creo que, en este momento, la cuestión se reduce más bien a dónde buscan expandir su presencia los clientes individuales; cada cliente es un poco diferente en ese sentido. Tienen sus propios objetivos de tipo de zona y, cuando acuden a nosotros, nos comunican dónde pretenden ubicar sus centros de datos. Seguimos viendo un interés muy alto tanto en nuestro mayor mercado, ERCOT, como en PJM.

Yo diría que la incertidumbre regulatoria, por supuesto, hace que los clientes deseen más claridad. A medida que avanzamos, estamos obteniendo más claridad. Estamos viendo muchos progresos en la FERC. Como Jim señaló al inicio de la sesión de preguntas y respuestas, también apoyamos el intento del Gobernador Abbott de reducir la cola de proyectos y garantizar un desarrollo responsable. Habéis visto que los clientes se han manifestado en apoyo a los esfuerzos del Gobernador Abbott. Esos son aspectos positivos. De hecho, nos están ayudando a avanzar hacia la claridad.

Al mismo tiempo, como hemos visto incluso con los contratos que hemos ejecutado hasta la fecha, los clientes no necesitan una claridad perfecta para contratar. Se pueden encontrar formas de gestionar esos riesgos mediante cláusulas contractuales. Obviamente, no están esperando a tener una claridad absoluta; cuanto más claridad, mejor. Seguimos sintiéndonos muy optimistas respecto a nuestras oportunidades tanto en PJM como en ERCOT.

Sí. Creo que la discusión bilateral es algo que hemos apoyado, incluso en las condiciones actuales del mercado, independientemente de si hablamos específicamente de un RBP y del otro marco en torno a este IRAS, de lo cual estoy seguro de que hablaremos. Dejando eso a un lado, la conversación bilateral es algo con lo que tenemos posibilidades reales con los clientes. Tenemos buenos emplazamientos. Tenemos algunas oportunidades para desarrollar esto con su interés. Una vez más, esto tiene que satisfacer sus necesidades en términos de velocidad y coste. Se trata de un mercado de comprador dispuesto y vendedor dispuesto. Cualquier acuerdo bilateral, como saben, que se lleve a cabo y supere los obstáculos, podría reducir la cantidad de RBP requerida para su adquisición.

En última instancia, creo que con el tiempo, si los mercados energéticos y los acuerdos bilaterales pueden seguir generando rendimientos adecuados, lo que incluso reduciría la dependencia de un mercado de capacidad, esto resultaría beneficioso en términos generales para aportar claridad sobre qué tipo de rentabilidad puede esperar la gente en estos diversos mercados, incluido PJM. Estamos participando activamente en esas conversaciones.

Cuando pensamos en el RBP en sí, en realidad hay baterías, plantas de punta (peakers) y CCGTs en las que se podría participar mediante licitaciones. Dependiendo de la situación de los costes de equipos y EPC de cada uno, y de cuándo hayan asegurado parte de eso, es probable que deba haber un diferencial respecto a esos $555 por megavatio al día para que ciertos proyectos sean viables. Habrá presión en ese sentido. Creo que en los acuerdos bilaterales también se verá cierta presión. Esto es, de nuevo, el dilema de los mercados eléctricos actuales: siguen estando por debajo de donde tendrían que estar para que las nuevas construcciones obtengan una rentabilidad adecuada. Está por verse si esto se logrará a través del RBP o mediante acuerdos bilaterales.

Sí. Voy a empezar yo, pero después le cederé la palabra a Stacey. Hay muchos detalles en el seguimiento de todos estos expedientes y en cómo se está desarrollando esto. Solo me gustaría decir que nuestras conversaciones con los clientes han ido evolucionando en los últimos dos años, y ya lo hemos mencionado: los clientes de gran carga están dispuestos a formar parte de la solución. Están dispuestos a ofrecer cierta flexibilidad.

Nuestro ADN se basa en la elección. Nos gusta que los clientes tengan incentivos para ser flexibles, ya sea acelerando su posición en la cola de interconexión, permitiéndoles aumentar su carga más rápidamente o, tal vez, ofreciéndoles un descuento en cables o capacidad si participan en DR. Por tanto, empleamos mucho más un enfoque de incentivos, ya que ciertos clientes están realizando inversiones para ser flexibles. Deberían ser compensados por ello de alguna forma, ya sea de manera efectiva o mediante la rapidez.

Algunos de estos expedientes, y entendemos por qué, se inclinan mucho más hacia un enfoque punitivo, y lo que dicen de forma efectiva es que, si no se cumplen estas medidas, existe el riesgo de desconexión. Creo que es un instrumento mucho más contundente, y me resulta extraño esta idea de que, de hecho, se os pueda exigir que realicéis una reducción de la demanda antes que a aquellos que han sido pagados para hacerlo. No es así como deberían liquidarse los mercados. En realidad, debería haber un espectro de beneficios o atributos por los que los clientes estén dispuestos a recibir una compensación.

Creo que tenemos que trabajar en esto y vamos a dar nuestra opinión, al igual que estoy seguro de que lo harán muchas de las partes interesadas en el proceso. Aún no se ha presentado, por lo que no conocemos todos los detalles, pero es evidente que habrá mucho que analizar cuando llegue. Voy a dejar que Stacey añada cualquier comentario al respecto.

Sí. Lo único que añadiría, en realidad, y creo que Jim lo ha explicado bien, es que obviamente hemos dicho durante mucho tiempo que no apoyamos los mandatos de "traiga su propia nueva capacidad". Como hemos mencionado, incluso en esta discusión de hoy, los clientes en PJM ya están entablando conversaciones sobre acuerdos bilaterales para nuevas construcciones. Deberíamos dejar que el mercado impulse los incentivos para ello, en lugar de utilizar el enfoque del "garrote". Presentaremos nuestra postura sobre esa propuesta cuando se registre ante la FERC. Muchos otros también lo harán.

Seguimos creyendo que la flexibilidad de los centros de datos es un activo clave, realmente, para la red. Debe fomentarse, pero debe fomentarse mediante incentivos. También debe reconocerse como un recurso valioso que puede utilizarse en momentos de tensión en la red. Tenemos que esperar a ver qué dice la propuesta y qué disposiciones se especifican realmente en ella antes de responder. Tenemos algunas preocupaciones al respecto. Creemos que los clientes también tienen algunas preocupaciones al respecto.

Francamente, creemos que, a fin de cuentas, esto podría incluso suponer una ventaja para la coubicación con recursos existentes, ya que todavía existe una ventaja de velocidad al evitar parte de la construcción de infraestructura de transmisión que suele ser necesaria para la conexión en el punto de entrega (front of the meter). Normalmente, en estas conversaciones sobre coubicación, los clientes ya están implementando generación de respaldo de todos modos. De hecho, lo vemos como algo que podría despertar un interés aún mayor de los clientes por la coubicación con recursos existentes.

Perfecto. Gracias.

La siguiente pregunta es de Michael Sullivan, de Wolfe Research. Adelante, por favor.

Buenos días, Michael.

Sí. Michael, gracias por ello. En primer lugar, se considera una propuesta aditiva para Vistra. Al observar el alcance de las conversaciones que estamos manteniendo con los clientes —incluso lo he mencionado en conferencias anteriores—, hemos contratado personal para llevarlas a cabo; Stacey diría que todavía le falta personal para mantenerlas. Forma parte de la ampliación de lo que yo llamaría nuestro canal o nuestra capacidad para evaluar más acuerdos. Se centra tanto en los activos existentes como en los nuevos, y en ofrecer una solución más sencilla para los clientes, de modo que puedan hablar sobre la infraestructura de un centro de datos y de dónde obtiene su energía. Hoy en día, tienen que encadenar todas estas conversaciones, lo cual es complicado y se produce de forma intermitente.

Al centrarnos en el cliente, nuestra asociación, liderada obviamente en primer lugar por KKR, nos está ayudando a llevar una plataforma a la conversación con el cliente. Es una opción que tiene Vistra participar en cualquiera de ellas; por lo tanto, si queremos utilizar un activo existente para respaldar una operación como esta, esa es nuestra oportunidad. No es un requisito. Estamos entusiasmados con ello porque cuanto más operaciones se puedan evaluar, mayores serán las posibilidades de encontrar algo que cubra todo el espectro de las necesidades del cliente a medida que evalúan su negocio a lo largo del tiempo.

Además, existen ciertos criterios por los cuales, si se alcanzan determinados hitos y los acuerdos se materializan y resultan valiosos para Vistra, aportaríamos 500 millones de dólares adicionales; y estaríamos encantados de hacerlo porque queremos que los intereses estén alineados. Eso era importante para nosotros, era importante para KKR y para los demás socios: que todos tengamos algo en juego. Estamos entusiasmados con esta oportunidad.

Creemos que esto es, una vez más, una orientación hacia el cliente, y consideramos que la oportunidad de comercializar nuestros activos actuales, así como de desarrollar algunos nuevos con alguien que tiene un acceso al capital mucho mayor —en el sentido de que, si fuera necesario realizar inversiones en elementos como powered shells o powered land, es algo en lo que no creemos que nuestros accionistas esperen que invirtamos mucho capital, dado nuestro negocio principal—. Contar con un socio que pueda hacerlo es muy complementario, y así es como vemos que se desarrollará todo.

Gracias, Michael. Creo que, de cara a 2026, obviamente, lo que comentamos en las declaraciones preparadas es que el comienzo de año que hemos tenido nos posiciona bien. No es habitual en nosotros modificar las previsiones a menos que se haya cerrado una operación o algo similar en esta época del año. Todavía estamos atravesando el verano. Seguimos sintiéndonos optimistas respecto al año completo y creemos que estaremos en el punto medio o por encima de este. Tenemos la confianza de que así será.

Al pasar al 2027, tal como han mencionado y como hemos indicado en nuestras declaraciones preparadas, los contratos forward de ERCOT son significativamente más bajos. Ese viento en contra se ve compensado por unos precios algo más altos en PJM. Contamos con el programa de cobertura y la protección contra pérdidas del PTC. Diría que no compensan totalmente los vientos en contra de ERCOT, por lo que nos situaríamos en la parte baja de ese rango.

Por supuesto, hemos anunciado dos transacciones significativas que no están incluidas en eso, y se trata de Cogentrix y el Meta PPA. Siguen excluidas. Nuestra expectativa actual es que proporcionaremos una actualización de las previsiones para 2026 y 2027 en la llamada de resultados del tercer trimestre. Si Cogentrix no se ha cerrado para ese momento, esperaremos y probablemente proporcionaremos una actualización de los resultados para 2027 en nuestra siguiente llamada de resultados tras su cierre.

Nuevamente, con esas dos transacciones, si observamos de cara a 2027 —las cuales no hemos incluido—, basándonos en nuestras divulgaciones anteriores, se podría concluir razonablemente que añadirían aproximadamente $700 millones a nuestro punto medio de oportunidad, a falta de otros impactos. Esos impactos podrían ser, obviamente, nuevos movimientos en la curva o lo que descubramos sobre los niveles de cobertura con respecto a Cogentrix, entre otras cosas. Estamos entusiasmados con 2026 y sentimos que tenemos la oportunidad de volver a donde queremos estar en 2027.

La siguiente pregunta es de James West, de Melius Research. Adelante, por favor.

Hola, James.

Sí, gracias. Creo que somos un inversor fundador y esperamos que sigan sumando más inversores con el tiempo y que aumenten sustancialmente la cantidad de capital a la que tienen acceso.

Creo que, por la forma en que utilizamos eso, la mejor palabra es que tenemos mucha flexibilidad en cada operación. Cada acuerdo será diferente y podríamos incorporarlos como socios de capital en cualquier tipo de nueva construcción de energía que realicemos. Podríamos hacerlo todo por nuestra cuenta o buscar otras oportunidades para financiarlo. Creo que cada operación será distinta. Esperamos trabajar con ellos, pero en el sector energético, cada vez será una negociación sobre cómo vamos a financiar nuestra parte de cualquier transacción en la que participemos.

James, permíteme añadir que una de las cosas que nos entusiasmó de verdad es que KKR nos contactó como parte de esto y quiso que fuéramos su socio energético preferente para esta relación. Eso nos otorga mucha opcionalidad con este asunto. De nuevo, no es un requisito.

Si surge la oportunidad de que Helix desarrolle un proyecto en un mercado que no encaje del todo con las capacidades de Vistra, es posible que nosotros no seamos el proveedor de energía real en ese caso, y queremos que Helix tenga éxito. Sin embargo, dado que cubrimos una gran parte del mercado y que los mercados en los que operamos son, de hecho, mercados de centros de datos atractivos, esperamos desarrollar y mantener esa relación con Helix para poder ofrecer una solución de suministro energético, ya sea mediante activos existentes o nuevos.

Pero queremos ser buenos socios. Si no tenemos algo que aportar en algún aspecto, simplemente nos limitaremos a ser una inversión financiera en la operación que hemos comprometido. No obstante, esperamos que haya mucha coincidencia entre lo que nosotros estamos haciendo y lo que ellos están haciendo.

Sí. En primer lugar, esto también es, sé que he utilizado el término media un par de veces.

Solo intento reconocer que las cosas se simplifican en términos que no se están utilizando. Es decir, no hay una moratoria en este momento, y hay una pausa en cuanto a informar que esperábamos saber nuestra posición respecto a una carga base para Batch Zero en cualquier momento. Esperamos que eso se resuelva, y que la PUC y ERCOT trabajen para completar estas auditorías, creemos que en un plazo de un par de meses. No prevemos que esto afecte a nuestros proyectos en el plazo en el que esperábamos la puesta en marcha. Es posible que aquellas personas que buscaban la puesta en marcha en un horizonte más a corto plazo puedan experimentar un retraso.

Creo que esto tiene que ver con la confianza y el hecho de que hay mucha atención puesta en este tema de los centros de datos. Os daré un ejemplo sencillo porque lo vivimos en primera persona. Tenemos dos condados alrededor de nuestra central nuclear. Tuvimos la idea de que uno de los condados sería probablemente la ubicación más ideal para empezar a ubicar un centro de datos. Se estaban considerando ocho proyectos en ese condado. Tal como dije anteriormente, existe una probabilidad razonable de que no haya ningún proyecto en ese condado. Como podéis imaginar, esto despertó mucha preocupación en la comunidad local con el sentimiento de: "Podría estar de acuerdo con uno de estos, pero no sé si estoy de acuerdo con ocho".

Nos complace que la lista de espera se esté reduciendo y que los proyectos reales puedan avanzar. Si esto conlleva algún retraso a corto plazo, creo que a largo plazo todos saldremos beneficiados si podemos empezar a hablar de cifras más realistas.

Gracias.

La siguiente pregunta es de Carly Davenport, de Goldman Sachs. Adelante, por favor.

Buenos días, Carly.

Sí. Gracias, Carly. Creo que mencioné en las declaraciones preparadas que tenemos flexibilidad. Nos quedan los $1.2 billion. Dijimos que esperamos agotarlos a más tardar a finales de 2027. Tanto la dirección como la Junta Directiva.

Al analizar las oportunidades para la recompra de acciones, creo que podría haber una oportunidad, y tenemos flexibilidad para ampliar el programa de recompra de acciones en 2026 y/o 2027. Creo que, si lo ampliamos en 2026, acudiremos al Board para solicitar una autorización adicional para asegurar que dispongamos de al menos $1 billion para 2027, y potencialmente más.

Bueno, Carly, no creo que vayamos a hablar con tanto detalle sobre las estrategias de cobertura en la llamada. Habéis visto algunas compensaciones en la cartera. Por supuesto, habéis visto el fortalecimiento de PJM y el debilitamiento de ERCOT. Ser un actor diversificado ayuda en este contexto, y eso se ha reflejado no solo en los resultados de lo que va de año, sino que esperamos que continúe reflejándose de cara al futuro.

Creo que lo que estamos viendo en ERCOT es un sesgo de recencia con respecto a las condiciones meteorológicas y, francamente, muchas baterías que se incorporaron al sistema después de agosto de 2023, cuando los pagos de ECRS eran bastante elevados. Lo que hemos observado desde entonces es que la rentabilidad de las baterías ha sido aproximadamente una quinta parte de lo que los inversores probablemente esperaban, y así es como funcionan los mercados competitivos. No existe una tasa de rentabilidad garantizada. Se está introduciendo más oferta en las horas críticas, en ese periodo de transición entre las horas de energía solar y las de energía eólica, y las baterías eran capaces de cubrir ese intervalo en ese momento. Estamos viendo que las colas de espera de baterías se están ralentizando, lo cual es de esperar. Es algo natural cuando no se obtienen las tasas de rentabilidad que se esperaban.

Eventualmente verán cómo se conecta la carga, y eso es algo de lo que obviamente hemos hablado con respecto a esta carga de los centros de datos. En Texas, la carga de petróleo y gas y la de pequeñas empresas y residenciales representa aproximadamente 3 de los 5%-6%, por lo que la parte de los centros de datos es de alrededor del 2%. Tienen un CAGR del 3% en los sectores que no son de centros de datos y un CAGR de aproximadamente el 2% impulsado por los centros de datos. Creo que vamos a ver un fortalecimiento que no se está percibiendo en este momento debido a los efectos de recencia.

Me interesaría. Aquí está Sean Stucki, nuestro director comercial. Hicieron un análisis profundo sobre el rendimiento de la batería para aportar algo de información sobre cómo eso afectó a los precios durante los días de mayor tensión. En realidad, no estuvimos cerca de ningún problema de fiabilidad, pero estuvimos más cerca de ver unos precios que serían más esperados con el tipo de demanda que vimos ese día. Sean, me encantaría que hicieras algún comentario al respecto.

Para que quede claro, el margen es más una cuestión de precios. Todavía había reservas de fiabilidad que ERCOT estaba manteniendo. Como sabes, Carly, existen mecanismos de fijación de precios que, a medida que la oferta se ajusta, harían que se esperase que los precios en tiempo real lo reflejaran. Así que es una dinámica más estrecha, y es simplemente como funcionan estos mercados. Es bueno para los clientes. Esta es exactamente la forma en que los mercados deberían liquidarse. Eso es lo que hace la competencia, ya sea en el sector minorista o en el mayorista. Por lo tanto, una vez más, la idea de que este es un mercado incapaz de gestionar este crecimiento de la carga no se corresponde con los hechos.

Gracias, Carly.

La siguiente pregunta es de David Arcaro, de Morgan Stanley. Adelante, por favor.

Hola, David.

Claro. Voy a dejar que Stacey se encargue de esto, David, ya que ella está gestionando los pipelines, tanto los pipelines internos que tenemos como los pipelines que analizaremos con nuestra asociación Helix.

Gracias, Jim. Obviamente acabamos de lanzarlo el mes pasado o supongo que en junio; es pronto todavía, pero estamos colaborando muy estrechamente con KKR en particular, y ellos están dotando de personal a Helix para su desarrollo. Estamos muy entusiasmados con la oportunidad de simplificar las conversaciones, especialmente en nuestros emplazamientos actuales. Por nuestra cuenta, estamos trabajando en conversaciones con clientes sobre PPAs para nuestros emplazamientos existentes. En muchos casos, estas acaban siendo conversaciones multipartitas que tenemos que coordinar porque, normalmente, para esos emplazamientos, los clientes hyperscaler quieren incluir a un desarrollador de co-location; ya los tienes en la conversación. También tienes a otros proveedores de equipos en la conversación. Helix realmente nos va a brindar la oportunidad de simplificar esas conversaciones en nuestros emplazamientos actuales. Disculpadme.

Podéis considerar el pipeline como cualquier elemento que forme parte de nuestra cartera actual. Somos capaces de aplicar esto con Helix, así como en las conversaciones sobre el pipeline que ellos nos plantean cuando reciben consultas de clientes y nos integran en la conversación sobre energía. También hay una serie de conversaciones de este tipo en las que surgen oportunidades que, de otro modo, no habríamos detectado, pero nos integran en la conversación para ayudarlos a comprender cuáles son las posibilidades energéticas. Funciona en ambos sentidos: ellos nos traen oportunidades, nosotros les mostramos oportunidades, y eso es simplemente otro canal para aumentar nuestro conjunto de oportunidades.

Para nosotros en Vistra, nuestro objetivo es alcanzar los mismos objetivos de rentabilidad de entre el 15 % y el 19 % que siempre hemos prometido a nuestros inversores. Solo llevaremos a cabo proyectos que alcancen nuestros objetivos de rentabilidad. Evidentemente, Helix va a tener un apetito de riesgo algo distinto para los proyectos, y esa es parte de la razón por la que creemos que es un buen canal para nosotros; nos permite analizar proyectos y beneficiarnos como inversores incluso en aquellos donde quizás no suministramos la energía, pero ellos asumen un mayor riesgo de capital. Es una buena oportunidad para no solo tener otro canal para promover nuestra propia cartera de proyectos, sino también para beneficiarnos de la rentabilidad asociada a los centros de datos en la medida en que logren completar esos proyectos.

Estamos trabajando en estrecha coordinación con ellos y hay mucha actividad para lanzar ese negocio, y estamos manteniendo conversaciones directas con todos los principales hyperscalers al respecto.

Gracias, Stacey.

Sí. Gracias, David. Tenemos proyectos en la carga base de Batch Zero, en la carga pendiente de estudio de Batch Zero e incluso en el futuro proceso de Batch One, cuyas reglas aún no se han finalizado. Tenemos múltiples proyectos allí. No vamos a comentar detalles específicos más allá de eso, pero sí tenemos proyectos a lo largo de todo el pipeline de Batch Zero.

Creo que en las preguntas anteriores, David, sobre algunos de los retrasos, creo que la carga por estudiar, que se estudiaría teniendo en cuenta la carga base de Batch Zero, es parte de lo que probablemente experimentará una mayor incertidumbre en este momento. Creo que los proyectos de carga base, al haber sido ya estudiados, deberían seguir adelante según lo previsto. Creo que lo que está pendiente de estudio presenta otro potencial de incertidumbre sobre cuál será la asignación y cuándo se completará dicha tarea.

Por eso, con cierta confianza, sentimos que los proyectos de carga base —y obviamente necesitamos cumplir con las fechas de entrega para nuestros clientes, lo cual es importante— sigan avanzando. No hemos recibido ninguna señal de que en Austin consideren que los proyectos de carga base estén, en este momento, materialmente fuera de plazo. Como mencioné, si algunos estuvieran buscando la puesta en marcha en un futuro muy próximo, podría haber un problema; los nuestros están programados para el próximo año, por lo que sentimos que podemos seguir realizando los progresos necesarios.

Si me permiten añadir algo, la PUC y ERCOT han trabajado muy duro este año para lanzar Batch Zero en un tiempo récord, francamente, en un proceso de consulta con las partes interesadas muy activo. Por supuesto, sabremos más en la reunión abierta de la próxima semana, donde debatirán la directiva del Gobernador, y es muy importante que lleven a cabo dicha directiva y que de ella solo resulten proyectos que vayan a participar en un desarrollo responsable.

Yo diría simplemente que creo que la PUC, ERCOT y, en realidad, todas las partes interesadas de Texas están motivadas para preservar el valor que han creado a través del proceso Batch Zero y para que la auditoría se lleve a cabo de manera oportuna y de forma que no provoque retrasos materiales para los proyectos allí presentes.

Sí, es un buen aporte. Gracias, Stacey.

Gracias, David.

La última pregunta de hoy es de Rini Singh, de Bank of America. Adelante, por favor.

Hola, Rini.

Gracias por la pregunta. En primer lugar, solo diría que estamos muy satisfechos con la orden de la FERC sobre la coubicación (co-location) que se publicó en junio. Han dejado muy claro que PJM y los propietarios de las redes de transporte deben adaptarse a la coubicación. Deben adoptar estos nuevos servicios de transporte que lo permitan. Han dado instrucciones muy claras a PJM para que modifique la tarifa con ese fin. Se trató de un avance muy positivo para los proyectos de coubicación, y vemos que los clientes también lo perciben así.

Habían ordenado a PJM y también a los propietarios de las redes de transporte que presentaran una notificación de cumplimiento para mediados de agosto. Ahora, PJM y los propietarios de las redes han solicitado más tiempo para hacerlo. No sabemos si la FERC va a conceder más tiempo, pero si lo hace, creo que seguirán queriendo una respuesta lo más rápida posible, ya que este expediente lleva pendiente algún tiempo y la FERC ha dejado claro que quiere que estos proyectos puedan avanzar con claridad.

Creo que en algún momento de la próxima llamada, dentro de los próximos 30 a 60 días —el tiempo que la FERC decida otorgar a PJM y a los propietarios de las redes de transporte—, veremos una presentación por parte de PJM y de los TO que detalle específicamente cómo dar cabida a estos acuerdos y los tipos de servicios de transporte que se les aplican. Eso también nos aportará claridad a todos sobre las tarifas que se aplicarán a estos proyectos. Somos muy optimistas respecto al resultado de ello. La orden en sí, francamente, adoptó muchos de los argumentos y posiciones de Vistra mientras abogábamos para que esos proyectos estuvieran disponibles para los clientes.

Sí. Seguimos observando un sólido apetito de los clientes tanto por la energía como por la capacidad. Para poder alimentar realmente sus centros de datos, necesitan ambas cosas. Perciben un entorno de precios al alza y tienen interés en asegurar parte de ese coste. No diría que hayamos visto un gran aumento en el interés por acuerdos de solo energía, aunque, por supuesto, estamos abiertos a cualquier tipo de conversación que los clientes quieran mantener. En las conversaciones que estamos manteniendo, siguen interesados en contratar tanto energía como capacidad.

Gracias, Rini.

Con esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Me gustaría ceder la palabra de nuevo a Jim Burke para cualquier comentario de cierre.

Gracias a todos por acompañarnos. Quiero dedicar un momento a agradecer a nuestro equipo por su continua capacidad de ejecución y su servicio a nuestros clientes y comunidades, especialmente durante estos calurosos meses de verano. Lo otro que seguiremos haciendo es ofrecerles la visión más precisa posible sobre estas variables de oferta y demanda y cómo se desarrollarán realmente.

Vaya, lo siento. Pensaba que ya había terminado, y ahora os estoy dando más. Mirad, es importante que os ofrezcamos una visión precisa de estas variables porque se trata de asuntos de política serios, y vamos a colaborar con los clientes, nuestros homólogos del sector y los responsables políticos para hacerlo correctamente.

Esperamos poder informarles próximamente sobre el progreso de nuestro negocio. También esperamos verles en otoño, con la esperanza de que sea en persona. Gracias por acompañarnos y que tengan un excelente día.

La conferencia ha concluido. Gracias por asistir a la presentación de hoy. Ya pueden desconectarse.