EOG Resources, Inc.

Operador: Buen día, a todos. Y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados del primer trimestre de 2026 de EOG Resources, Inc. Como recordatorio, esta llamada se está grabando. Para los comentarios iniciales y las presentaciones, cederé la palabra al Vicepresidente de Relaciones con Inversionistas de EOG Resources, Inc., Pearce Hammond. Por favor, adelante, señor. Pearce Hammond: Gracias, Cindy, y buenos días, y gracias por acompañarnos en la conferencia telefónica de resultados del primer trimestre de 2026 de EOG Resources, Inc. Se ha publicado una presentación para inversionistas actualizada en la sección de Inversionistas de nuestro sitio web, y haremos referencia a ciertas diapositivas durante la discusión de hoy. Una repetición de esta llamada estará disponible en nuestro sitio web a partir de más tarde hoy. Como recordatorio, esta conferencia telefónica incluye declaraciones con proyección a futuro. Los factores que podrían hacer que nuestros resultados reales difieran materialmente de los previstos en nuestras declaraciones con proyección a futuro se han descrito en el comunicado de resultados y en las presentaciones ante la SEC de EOG Resources, Inc. Esta conferencia telefónica también puede contener ciertas medidas financieras históricas y con proyección a futuro que no se basan en PCGA. Las definiciones y los cuadros de conciliación para estas medidas que no se basan en PCGA y la discusión relacionada se pueden encontrar en la sección de Relaciones con Inversionistas del sitio web de EOG Resources, Inc. Además, cualquier estimación de reservas en esta conferencia telefónica puede incluir posibles reservas estimadas, así como potencial estimado de recursos que no necesariamente se calcula de acuerdo con las directrices de reporte de reservas de la SEC. Participan en la llamada esta mañana Ezra Y. Yacob, Presidente y Director Ejecutivo; Jeffrey R. Leitzell, Director de Operaciones; Ann D. Janssen, Directora Financiera; y Keith P. Trasko, Vicepresidente Senior de Exploración y Producción. Ahora bien, cederé la palabra a Ezra Y. Yacob. Ezra Y. Yacob: Buenos días, y gracias por acompañarnos. EOG Resources, Inc. ha comenzado 2026 de manera excepcional. Nuestro historial de ejecución consistente y de alta calidad continúa diferenciándonos, al ofrecer un sólido desempeño operativo en nuestros activos fundamentales mientras avanzamos de forma constante en nuestras operaciones emergentes y oportunidades de exploración. El primer trimestre fue una extensión clara de ese impulso. Superamos las expectativas en métricas clave operativas y financieras; los volúmenes de producción, los costos totales de operación en efectivo por unidad y el DD&A superaron los puntos medios de la guía, impulsando resultados financieros sólidos. Generamos $1.8 mil millones en utilidad neta ajustada y $1.5 mil millones en flujo de caja libre. De manera consistente con nuestro compromiso con una asignación disciplinada de capital y la mejora del valor para los accionistas, devolvimos casi $950 millones durante el trimestre a través de nuestro dividendo regular y recompras oportunistas de acciones. En el entorno macro de hoy, EOG Resources, Inc. está bien posicionada para aprovechar los beneficios de las decisiones que tomamos en un contexto de precios de materias primas más desafiante. Esas acciones fueron deliberadas y están dando resultados. Por ejemplo, fortalecimos nuestra cartera mediante la adquisición de nCino, aumentando nuestra producción de petróleo en aproximadamente un 10%, y la complementamos con una adquisición estratégica “bolt-on” en Eagle Ford. También mejoramos nuestra exposición al mercado al asegurar contratos de LNG vinculados a JKM y Brent, posicionándonos para capturar precios superiores en mercados globales. Además, ampliamos nuestra presencia internacional con concesiones de alta calidad en los Emiratos Árabes Unidos y Baréin, oportunidades que sería difícil replicar en el entorno de precios actual. Por último, continuamos profundizando nuestra integración vertical en servicios críticos. Este enfoque diferenciado mejora aún más la eficiencia, reduce costos y fortalece la ejecución en toda nuestra operación.Como testimonio de invertir capital a un ritmo disciplinado, entre 2022—que fue el último periodo de precios del petróleo muy robustos—y 2026, en el que nos encontramos en un entorno similar de precios del petróleo, hemos añadido casi 100 mil barriles por día de petróleo, más de 140 mil barriles por día de NGLs y cerca de 1,6 mil millones de pies cúbicos por día de gas a la producción neta de EOG Resources, Inc. Hicimos esto generando un ROCE promedio del 27%, devolviendo aproximadamente 20 mil millones de dólares a los accionistas y manteniendo un balance impecable. EOG Resources, Inc. sigue manteniendo un enfoque consistente de asignación de capital en el entorno actual. Dado que los precios del petróleo son sólidos y que el gas natural está más débil, hemos refinado nuestro plan para el resto de 2026. Estamos incrementando la producción de petróleo y NGL mientras mantenemos nuestro presupuesto de capital de 6,5 mil millones de dólares al reasignar capital desde el gas hacia activos con mayor peso en petróleo. Se trata de un reajuste disciplinado y pragmático que subraya el valor y la flexibilidad de nuestro portafolio multi-cuenca. Nuestro programa de 2026 incluye crecimiento de la producción, exploración nacional e internacional y un dividendo regular por encima del promedio de sus pares, con un precio del petróleo de equilibrio por debajo de 50 WTI, dejando un amplio margen para devoluciones adicionales de efectivo a los accionistas bajo los precios actuales del “strip”. Este plan revisado logra el equilibrio adecuado entre la generación de flujo de caja libre en el corto plazo y la creación de valor a largo plazo, preservando al mismo tiempo la fortaleza de nuestro balance. Pasando al contexto macro, el conflicto que involucra a Irán es el desarrollo más significativo que impacta nuestro negocio y los mercados energéticos en general. Se estima que las interrupciones en el suministro de crudo y los flujos a través del Estrecho de Ormuz eliminarán aproximadamente 900 millones de barriles de los mercados globales hasta junio de 2026. Incluso en un escenario en el que el conflicto se resuelva relativamente rápido, reconstruir las existencias globales hasta niveles equivalentes al promedio de cinco años proporcionará un soporte continuo a los precios del petróleo. Además, esperamos que el panorama posterior al conflicto incluya la reposición de reservas estratégicas de petróleo, la limitada capacidad de reserva global restante y una prima de riesgo geopolítico más alta. En conjunto, estas dinámicas apuntan a un entorno de precios del petróleo constructivo, con los acontecimientos geopolíticos probablemente continuando impulsando periodos de volatilidad al alza. En gas natural, la presión en el corto plazo persiste con los niveles de almacenamiento del Lower 48 por encima del promedio de cinco años. Sin embargo, nuestra perspectiva de mediano a largo plazo sigue siendo positiva. El gas natural de EE. UU. se beneficia de dos vientos de cola estructurales duraderos: la creciente demanda de gas de alimentación para LNG y el aumento del consumo de electricidad. Esperamos que la demanda de gas natural en EE. UU. crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta del 3% al 5% hasta el final de la década y creemos que la posible sobreoferta global de LNG que se había previsto previamente se ha reducido significativamente con el daño a la infraestructura de LNG en el extranjero. Nuestras inversiones para construir una posición de gas premium que complemente nuestro negocio de petróleo nos sitúan en buena posición para abastecer estos mercados en expansión. Y aunque el precio de las acciones de EOG Resources, Inc. ha aumentado tras el inicio del conflicto, el movimiento en los precios del petróleo ha sido aún más pronunciado. Como resultado, seguimos creyendo que EOG Resources, Inc. representa una oportunidad de inversión convincente por varias razones. Primero, tenemos una base de activos nacionales e internacionales de alto retorno, con un inventario profundo y de larga duración. En toda nuestra cartera multi-cuenca, estimamos aproximadamente 12 mil millones de barriles de equivalente de petróleo de potencial de recursos que generan un retorno directo después de impuestos superior al 100% a 55 WTI y 3 Henry Hub. Nuestra inversión disciplinada en capital nos permite ajustar el ritmo del desarrollo de forma adecuada y dirigir el capital hacia las oportunidades de mayor retorno en toda la cartera. Segundo, aportamos capacidades de exploración diferenciadas y aproximadamente 25 años de experiencia en recursos no convencionales, una ventaja que hemos aprovechado de manera consistente para identificar y capturar oportunidades antes que el mercado.Tercero, contamos con un historial comprobado como operador de bajo costo y alta eficiencia, respaldado por sólidas capacidades técnicas y una ejecución operativa efectiva. Solo en el último año, reducimos el costo promedio por pozo en un 7% y los costos operativos en un 4%. Cuarto, generamos un flujo de caja libre duradero y entregamos de manera constante un rendimiento del capital empleado líder entre sus pares. Quinto, mantenemos nuestro compromiso con un dividendo regular sostenible y en crecimiento, complementado con retornos de efectivo adicionales significativos. En particular, nunca hemos reducido ni suspendido nuestro dividendo regular durante 28 años. Por último, nuestro balance general impecable proporciona resiliencia y flexibilidad estratégica a través de los ciclos de los commodities. Todo esto se sustenta en la cultura distintiva de EOG Resources, Inc.: un modelo operativo descentralizado y colaborativo que fomenta la innovación y impulsa el desempeño a nivel de activos. En resumen, estamos bien encaminados en 2026 y posicionados para ejecutar en el entorno macro actual. Seguimos enfocados en generar flujo de caja libre sostenible, mantener la excelencia operativa y crear valor a largo plazo para nuestros accionistas. Ahora, paso la palabra a Ann D. Janssen para más detalles sobre nuestro desempeño financiero. Ann D. Janssen: Gracias, Ezra. EOG Resources, Inc. entregó otro trimestre más de un desempeño financiero sobresaliente, una vez más demostrando el poder de nuestro enfoque consistente para la asignación de capital: invertir con disciplina, devolver efectivo y mantener un balance general impecable. En el primer trimestre, generamos ganancias ajustadas por acción de $3.41 y flujo de caja ajustado de las operaciones por acción de $5.85, construyendo flujo de caja libre de $1.5 mil millones. Durante el primer trimestre, devolvimos aproximadamente $950 millones a los accionistas, cerca de $550 millones a través de nuestro dividendo regular y aproximadamente $400 millones en recompras de acciones. Con $2.9 mil millones restantes bajo la autorización actual de recompra de acciones al 31 de marzo, contamos con una capacidad sustancial para continuar con recompras oportunistas. Nuestra posición financiera sigue siendo excepcional. Cerramos el primer trimestre con más de $3.8 mil millones en efectivo, un aumento de aproximadamente $450 millones desde el cierre de 2025, y una deuda neta de $4.1 mil millones. Nuestro objetivo de apalancamiento, que consiste en mantener la deuda total en menos de una vez el EBITDA en precios del ciclo bajo de $45 WTI y $2.50 Henry Hub, sigue siendo de los más estrictos del sector energético. Esto brinda protección a la baja durante períodos difíciles y flexibilidad financiera para invertir de manera estratégica a través de los ciclos de los commodities. Al pasar a 2026, nuestras operaciones de bajo costo y nuestra fortaleza financiera nos permiten operar sin cobertura, brindando a los accionistas exposición total a precios más altos del petróleo. Con los precios del tramo actual y utilizando los puntos medios de la guía, nuestro plan 2026 genera un récord de $8.5 mil millones en flujo de caja libre. Dado el aumento sustancial en los precios del petróleo desde finales de febrero y el incremento posterior en nuestro flujo de caja libre, esperamos devolver al menos el 70% del flujo de caja libre este año, lo que representaría una devolución anual de efectivo récord para los accionistas. La base de nuestra devolución de efectivo sigue siendo nuestro dividendo regular. Históricamente, complementamos el dividendo regular con recompras de acciones o dividendos especiales. En los últimos tres años, hemos preferido las recompras de acciones como nuestro principal mecanismo de retorno suplementario, ya que creemos que las acciones tienen una valoración atractiva y nos gusta la relación entre recomprar acciones y aumentar los dividendos. Estamos comprometidos a ejecutar recompras de manera oportunista. Si las condiciones del mercado lo justifican, podríamos acumular algo de efectivo en el balance para brindar flexibilidad futura y maximizar la creación de valor a largo plazo. Nuestro historial habla por sí solo. Ya sea mediante recompras, dividendos especiales, adquisiciones estratégicas complementarias (bolt-on) o inversiones en infraestructura, hemos desplegado de manera constante capital para mejorar el valor para los accionistas. La base financiera de EOG Resources, Inc. nunca había estado más sólida. Generamos un flujo de caja libre significativo, devolvemos a los accionistas un efectivo sustancial y mantenemos la flexibilidad financiera para capitalizar las oportunidades a medida que surgen. Esta combinación de excelencia operativa y disciplina financiera nos posiciona excepcionalmente bien para la creación de valor a largo plazo. Dicho esto, cedo la palabra a Jeffrey R. Leitzell para nuestros resultados operativos. Jeffrey R. Leitzell: Gracias, Ann. En primer lugar, me gustaría agradecer a todos nuestros empleados por su desempeño sobresaliente y su ejecución operativa eficiente durante el primer trimestre. Nuestros volúmenes trimestrales, el costo total de operación de caja por unidad y el DD&A superaron los puntos medios de la guía. Esto se logró durante el trimestre con un importante evento de tormenta invernal que afectó numerosas áreas operativas y provocó una considerable interrupción del tiempo de inactividad por parte de terceros. Con el beneficio de los sistemas de recolección en campo, propiedad y operación de EOG Resources, Inc., el uso de optimizadores de producción propios, salas de control específicas por área y nuestra diversa estrategia de comercialización, nuestros equipos pudieron gestionar operaciones remotas y minimizar el tiempo de inactividad durante este evento. Estos esfuerzos nos han permitido comenzar con fuerza en 2026 y, gracias a ello, me gustaría reconocer a nuestros equipos de campo por todo su trabajo arduo y dedicación. Para el año completo 2026, estamos incrementando la guía de producción de petróleo en 2 mil barriles por día y la guía de producción de NGL en 6 mil barriles por día, manteniendo al mismo tiempo el total de gastos de capital plano en 6.5 mil millones de dólares. Los volúmenes adicionales de petróleo y NGL se deben a la reasignación de capital dentro de la cartera, en lugar de mayores niveles de actividad. Desde el punto de vista del desarrollo, estamos moderando la actividad de perforación y terminación en el corto plazo en Dorado en respuesta a los precios actuales del gas. Dorado sigue siendo un recurso de gas seco de gran escala y alta calidad, y continuamos invirtiendo en este activo fundamental a un ritmo que equilibre el flujo de caja libre de corto y largo plazo, crezca para atender la demanda emergente de gas en Norteamérica y aproveche nuestros aprendizajes técnicos y nuestra infraestructura para seguir reduciendo los niveles de equilibrio y ampliar los márgenes. El capital se está reasignando a nuestras explotaciones petroleras fundamentales para aprovechar las condiciones actuales del mercado. Esta iniciativa pone de relieve la fortaleza de nuestra cartera multi-cuenca, que nos permite optimizar continuamente la asignación de capital a medida que evolucionan los ciclos de los productos básicos. Esta reasignación está ponderada hacia 2026, manteniendo al mismo tiempo la disciplina de capital y preservando el valor a largo plazo en toda la cartera. En cuanto a los costos, no hemos visto ninguna inflación significativa con nuestros servicios ni aumentos de costos en plataformas de alta calidad o en las franjas de fractura. Para 2026, aproximadamente el 50% de los costos de nuestros pozos ya está asegurado, y seguimos volviendo a licitar servicios para mantener la disciplina de precios. Si bien algunos proveedores han añadido recargos por combustible, nuestra exposición a precios más altos del diésel es estructuralmente menor que la de muchos de nuestros pares. Aproximadamente el 70% de nuestras plataformas de perforación pueden funcionar con gas natural, y el 100% de nuestras flotas de fractura pueden operar con e-frac o con capacidad de doble combustible, ambas capaces de ser alimentadas con nuestro gas combustible de bajo costo. Esto mitiga significativamente la exposición al aumento de los precios del diésel. Por el lado de los costos operativos, el impacto de los precios más altos del diésel ha sido menor. En general, estamos protegidos de varias de estas posibles presiones inflacionarias gracias a nuestra estrategia de contratación y la integración vertical de materiales obtenidos internamente. A largo plazo, los contratos escalonados limitan la exposición a la volatilidad del mercado spot, mientras que nuestra capacidad para abastecer directamente insumos clave y aprovechar la infraestructura integrada reduce el riesgo de precios más altos. En conjunto, estas acciones nos permiten mantener la eficiencia de capital, impulsar la ejecución y centrarnos en reducciones de costos sostenibles, y se complementan con el uso de datos y tecnología para reducir el tiempo en locación. Todo esto generó resultados significativos en nuestra cartera durante el trimestre.Primero, por pies perforados por día, vimos los siguientes incrementos en 2026 frente al promedio de todo el año 2025: en el Utica, aumentamos un 22%; en la Cuenca del Powder River, aumentó un 13%; y en el Eagle Ford, aumentó un 12%. Continuamos logrando avances significativos en capital mediante la optimización de la longitud lateral, lo que se traduce en menos pozos verticales que perforar, más tiempo productivo tanto en superficie como en el subsuelo, además de una huella superficial reducida. Además, el programa interno de motores de perforación de EOG Resources, Inc. actúa como un multiplicador de fuerza en estos laterales más largos, mejorando el desempeño de perforación en el subsuelo y dándonos la confianza para seguir extendiendo los laterales en toda la cartera. Nos enfocamos en perforar laterales de dos a tres millas en la Cuenca del Delaware y laterales de tres a cuatro millas en las zonas de Utica y Eagle Ford. Segundo, nuestros equipos de terminaciones continúan aumentando la eficiencia de estimulación. Cada una de nuestras formaciones base ha incrementado los pies terminados por día, lideradas por Eagle Ford y la Cuenca del Delaware, con incrementos del 12% y 17% durante el primer trimestre, respectivamente. Un factor importante que nos ha permitido lograr estos resultados es el aumento de aproximadamente un 20% en nuestra capacidad de velocidad máxima de bombeo por flota de fractura desde 2023. Esto no solo ha permitido que nuestros equipos técnicos reduzcan sus tiempos totales de bombeo, sino que también ha dado a nuestros ingenieros la flexibilidad de ajustar cada diseño de terminación de alta intensidad en torno a las características geológicas únicas de cada objetivo. Además, nuestros equipos están aplicando datos en tiempo real de geología, perforación y terminaciones para mejorar el desempeño de los pozos en toda la cartera mediante estrategias e iniciativas innovadoras de terminación y direccionamiento. Por ejemplo, nuestros pozos de Western Eagle Ford se benefician de diseños de trabajos de fractura más grandes, y estamos viendo resultados positivos en Utica al escalonar nuestras zonas de aterrizaje. Tercero, me gustaría destacar nuestra Planta de Procesamiento de Gas Natural Janus en la Cuenca del Delaware. Desde noviembre de 2025, esta planta ha promediado 300 millones de pies cúbicos estándar por día de procesamiento, lo que representa el 94% de utilización. Janus tuvo un mes récord en marzo de 2026 con 100% de utilización y 300 millones de pies cúbicos estándar por día de procesamiento. Las sólidas operaciones en Janus nos ayudan a reducir los costos de GP&T de la Cuenca del Delaware, al tiempo que ponen de relieve la ventaja de las inversiones estratégicas en infraestructura. Lograr este nivel de desempeño consistente es impresionante y es una prueba de la ejecución de los equipos en campo. Este es otro ejemplo de la excelencia operativa de EOG Resources, Inc. que entrega resultados financieros. Por último, nuestra estrategia de marketing—basada en flexibilidad, diversificación y control—continúa generando un valor significativo. Un aspecto clave y cada vez más importante de esto es nuestro acceso a mercados internacionales y nuestra exposición a precios premium. En el lado del crudo, tenemos acceso a una capacidad de exportación de 250 mil barriles por día desde Corpus Christi. Aprovechamos esta capacidad para llegar a mercados internacionales, y nos brinda la flexibilidad de fijar el precio del crudo en función de un precio basado en el mercado doméstico o vinculado a Brent. Con respecto a los acuerdos de suministro de gas LNG, el contrato con Cheniere se amplió de 140 mil BTUs por día a 280 mil BTUs por día durante 2026. Unos 140 mil BTUs adicionales comenzarán en el segundo trimestre de este año, llevándonos al total de 420 mil BTUs por día. Estos volúmenes se vinculan a precios de JKM o Henry Hub, según la elección de EOG Resources, Inc., sobre una base mensual. También suministramos 300 mil BTUs por día de gas de alimentación LNG a precios vinculados a Henry Hub. En conjunto, estos contratos ponen de relieve que nuestra estrategia de marketing es una ventaja competitiva y demuestran cómo la exposición específica a precios internacionales está impulsando realizaciones premium y valor incremental tanto en crudo como en gas natural. Después de un fuerte primer trimestre, EOG Resources, Inc. está bien posicionada para ejecutar su plan de todo el año, y nos entusiasma la capacidad del equipo operativo de generar valor a través de los ciclos. Ahora, aquí está Ezra para cerrar. Ezra Y. Yacob: Gracias, Jeff. Me gustaría señalar los siguientes puntos clave importantes. Primero, hemos iniciado 2026 con un fuerte impulso y una ejecución sólida en todo el negocio. En segundo lugar, la disciplina de capital es un pilar central de nuestra propuesta de valor. Hemos actualizado nuestro plan de 2026 para aumentar la producción de petróleo manteniendo inalterado el gasto de capital. Nuestro portafolio está funcionando, nuestro balance general es resistente y nuestra asignación de capital sigue firmemente anclada en los rendimientos y el valor para los accionistas. Tercero, esperamos seguir cumpliendo en 2026 y más allá para nuestros inversionistas. En un entorno macro que exige agilidad y rigor, estamos bien posicionados no solo para navegar la volatilidad, sino también para aprovecharla. Nuestro enfoque disciplinado de inversión en nuestros activos fundamentales y emergentes sigue aumentando el potencial de flujo de caja libre de la compañía tanto a corto como a largo plazo. En general, nuestro éxito se sustenta en nuestro compromiso con la disciplina de capital, la excelencia operativa y la sostenibilidad, respaldado por nuestra cultura. Gracias por escuchar. Ahora pasaremos a la sección de preguntas y respuestas. Operador: Gracias. La sesión de preguntas y respuestas se llevará a cabo de forma electrónica. Por favor, hágalo presionando la tecla estrella seguida del dígito uno. Si está usando un altavoz, se permite una pregunta y una pregunta de seguimiento. Tomaremos tantas preguntas como permita el tiempo. Una vez más, estrella uno. Nuestra primera pregunta proviene de Arun Jayaram de JPMorgan Securities LLC. Adelante, por favor. Arun Jayaram: Sí, buenos días. La primera pregunta es sobre marketing. Incrementaron su guía de petróleo para todo el año en 3,25 dólares por barril. ¿Puede recordarnos el mecanismo de precios de esos barriles transportados por vía marítima desde Corpus, así como el posible aumento que anticipan del acuerdo de marketing de Cheniere a medida que llegan a 420 mil BTUs en 2T? Jeffrey R. Leitzell: Sí, Arun, gracias por la pregunta. Primero, en cuanto a los volúmenes transportados por vía marítima de los que habló, como mencioné en mis comentarios iniciales, tenemos alrededor de 250 mil barriles por día de capacidad de exportación. Esos barriles pueden vincularse tanto a precios domésticos como a precios vinculados a Brent. Básicamente vendemos esos cargamentos, cargamento por cargamento, sobre una base de cada buque. Ha habido mucha volatilidad de precios recientemente con el conflicto, así que hemos podido vender numerosos cargamentos a precios atractivos. Realmente ha sido rentable contar con esa capacidad de exportación para diversificar nuestro marketing en el lado del petróleo. Por el lado de JKM, cuando observas el GNL, empiezas a ver un pequeño beneficio por esa vinculación a JKM, pero también estás viendo algo de volatilidad en el mercado que contrarresta eso, así que hay un poco de ruido. Como usted sabe, entramos al año produciendo 140 mil MMBtu en ese contrato de Cheniere. Aumentamos eso en otros 140 mil a mediados del primer trimestre, así que no está viendo la realización completa pasando por el flujo, y luego tendremos que incorporar los 140 mil adicionales durante el segundo trimestre, y seguirá reflejándose en nuestra guía general a medida que avancemos. Lo otro que señalaría sobre la realización de precios real del gas es que, aunque tenemos una exposición bastante mínima en el Permian a Waha—menos del 7%—sí ve un poco de efecto en la realización del primer trimestre, especialmente con algunos precios más bajos allí. No creo que eso se alivie hasta probablemente el último trimestre, cuando empecemos a poner en marcha algo más de capacidad de egreso en la Cuenca Pérmica y llevar a cabo esos 4 millones a 5 millones de barriles por día de capacidad. En conjunto, estamos extremadamente satisfechos con nuestra exposición internacional general. Es una gran parte para diversificar nuestra estrategia de marketing y, especialmente en momentos de volatilidad, creo que nuestros equipos están haciendo un gran trabajo aprovechándola. Arun Jayaram: Excelente. Y mi seguimiento es sobre el programa de exploración en Medio Oriente.Me preguntaba si podrías proporcionar una pequeña actualización sobre lo que está ocurriendo en el terreno y cómo, Ezra, valoras la asignación de capital dada la situación de riesgo geopolítico; aunque también podrías argumentar que si los EAU salieran de la OPEP, eso quizás brindaría un posible viento a favor para el crecimiento. Y quizás podrías darnos una idea de cuándo EOG Resources, Inc. podría encontrarse en una posición para compartir resultados iniciales, ya sea desde Bahréin o los EAU, sobre tu programa de exploración? Ezra Y. Yacob: Sí, Arun, buenos días. Hay mucho ahí, así que permíteme desglosarlo un poco y quizá deje que Keith P. Trasko aborde la parte de operaciones actuales. Sobre la decisión de los EAU de salir de la OPEP, no tiene realmente ningún cambio ni impacto para EOG Resources, Inc. Recientemente comenzamos a operar en el país, así que no hemos notado ningún impacto, y de cara al futuro, ciertamente no esperamos que lo haya. Creo que muestra algunos de los pasos positivos que los EAU están dando dentro de su propio país. Desde nuestra perspectiva, nuestra intención siempre ha sido que, si las oportunidades resultan exitosas, los retornos impulsen la inversión y el crecimiento en el negocio petrolero más que cualquier tipo de cuotas de producción. En cuanto a la asignación de capital continuada dada la situación de riesgo geopolítico, a plazos más largos todavía es pronto en el conflicto como para estar tomando ese tipo de decisiones. Durante la fase de exploración, entramos en esto tratando de hacer un par de cosas distintas: ciertamente evaluar el potencial del subsuelo de los yacimientos. También queríamos evaluar el entorno de superficie y el entorno operativo: ¿podemos acceder a equipos de alta calidad?, ¿podemos construir escala allí y cosas de ese tipo? Además, durante la fase de exploración, también estamos evaluando la geopolítica, la solidez o inviolabilidad de los contratos, nuestros socios, cosas de ese tipo. Con gran confianza en el contexto de este conflicto, definitivamente hemos logrado afianzarnos con asociaciones sólidas tanto con ADNOC como con BAPCO. Ha habido una comunicación muy clara y una alineación directa en nuestras operaciones, y eso nos da bastante confianza de cara al futuro. De hecho, me da confianza en la forma en que abordamos o valoramos el potencial de otras oportunidades internacionales. Keith P. Trasko: En la parte operativa, estamos monitoreando de cerca la situación tanto en Bahréin como en los EAU. Es bastante dinámico. Tenemos algunos empleados que permanecen en la región, mientras que otros han sido reubicados. Dado que el programa todavía está en la fase de exploración, nuestro plan 2026 para Bahréin y los EAU se diseñó con mucha flexibilidad. En cuanto al cronograma, ambos proyectos avanzan de acuerdo con nuestras expectativas para oportunidades de exploración. El cronograma de corto plazo se ha retrasado ligeramente respecto al inicio del año, así que anticipamos tener resultados en la segunda mitad de este año, y proporcionaremos actualizaciones adicionales si se producen cambios materiales. A más largo plazo, seguimos muy entusiasmados. Entramos en los EAU y Bahréin porque vimos oportunidades atractivas de subsuelo, resultados positivos de producción de desarrollos horizontales previos y socios sólidos en ambos países. En Bahréin, tienes una capa de gas arenosa apretada. En los EAU, tienes una mudrock carbonatada; estamos muy acostumbrados a lidiar con ese tipo de rocas. Creemos que se beneficiarán significativamente de las tecnologías de perforación y terminación que empleamos en nuestros play no convencionales internos todos los días. En la fase de exploración actual, estamos recopilando datos sobre los costos de pozos a largo plazo, evaluando nuestra capacidad para acceder a equipos de servicio con alto desempeño, y comenzamos la actividad de exploración con operaciones limitadas en ambos países el año pasado. Nuestro objetivo sigue siendo aprovechar nuestras competencias centrales en el desarrollo no convencional en tierra para desbloquear recursos competitivos con la cartera nacional. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Stephen I. Richardson de Evercore. Adelante, por favor. Stephen I. Richardson: Hola, buenos días. Ezra, suena a que la decisión de pivotar un poco más hacia los líquidos se debe más a la oportunidad de los líquidos que a un cambio en tu visión de más largo plazo sobre el gas. Quizá podrías hablar sobre el valor de mantener el capital plano y hacer ese ajuste dentro de la cartera, y luego lo que suena a que estás pensando: que esto es un impacto a más largo plazo para el mercado, lo cual creo que estaríamos de acuerdo. Entonces, ¿cómo te posiciona eso para 2027 y más allá, desde la perspectiva de crecimiento de líquidos y potencialmente de petróleo? Ezra Y. Yacob: Sí, Steve, gran pregunta y buenos días. Yo empezaría por la decisión de la reasignación de capital de este año. Realmente se trata de mirar dónde han evolucionado las dinámicas y qué ha ocurrido desde el comienzo del año. Ha habido un vuelco dramático en el lado de los líquidos, en el lado del petróleo, y has visto una respuesta dramática en el precio del petróleo. En cambio, en el lado del gas natural, los niveles de inventario —después de empezar el año bastante fuertes y apoyar los precios— han subido por encima del promedio de cinco años, y los precios del gas se han retraído un poco. Para nosotros, es un cálculo bastante simple de reasignar parte de la actividad de Dorado a algunos de nuestros activos con mayor peso de petróleo, no solo para obtener retornos, sino, francamente, ahora mismo hay una demanda global de un mayor suministro de petróleo, y eso es lo que estamos haciendo. En Dorado, hemos logrado avances fantásticos. Hemos reducido nuestros costos por pozo con nuestro objetivo por debajo de $700 por pie, y sentimos confianza en que podemos lograrlo este año. Como sabrás, tenemos un precio de equilibrio bajo de aproximadamente $1.40 por Mcf. La ventaja de contar con una cartera multicuenca con diversidad geográfica y de productos es que tenemos la flexibilidad para mover la asignación de capital a lo largo de los años si ves algo tan drástico como lo que nos ha pasado este año. Para 2027, esto nos posiciona mejor para crecer líquidos: estas maniobras que hemos hecho ahora para crecer líquidos, quizá un poco más de petróleo, un poco más agresivos en 2027. Pero, en realidad, es demasiado pronto para llegar a eso. Necesitamos seguir viendo cómo avanza el conflicto. Por eso, confiamos en nuestro plan de hoy para mantener nuestro presupuesto de capital, porque queremos ver cómo empiezan a desarrollarse estas cosas durante un poco más de tiempo. Aún no estamos ahí en cuanto a tomar la decisión de ampliar con equipos de perforación o flotas de frac e invertir a más largo plazo. Solo esta mañana, en las últimas 10 a 12 horas, puedes ver qué tan volátil sigue siendo la situación. Si bien creemos que a más largo plazo esto configura un entorno con un piso mucho más alto para el precio del petróleo que el nivel con el que iniciamos el año, nos gustaría tener una mejor visibilidad y entender un poco más antes de dar cualquier paso adicional. Stephen I. Richardson: Eso es genial. Muy claro. Quizá también podría preguntar sobre la recompra. Parece que incrementaste la recompra de forma bastante significativa en el mes de abril, y eso a pesar de, creo que estaríamos de acuerdo, que el precio del petróleo está por encima de lo que uno pensaría como un punto medio del ciclo, cuando acabas de mencionar cierta volatilidad. Creo que Ann mencionó esto en su guion, pero ¿podrías hablar un poco sobre qué tan tácticos están dispuestos a ser con la recompra y cómo lo consideran frente al valor de simplemente mantener un programa retribuible de manera proporcional a lo largo del año? Porque obviamente hay una gran volatilidad en el commodity y en el precio de nuestras acciones a medida que miramos hacia adelante. Ann D. Janssen: Sí. Buenos días, Steve. En los primeros cuatro meses de 2026, hemos visto un valor excepcional en nuestras acciones, y eso se ha reflejado en la actividad de recompra que mencionaste. Nos ha puesto en una buena posición para devolver al menos el 70% del flujo de caja libre anual a nuestros accionistas este año. Según se informó en el primer trimestre, recompramos 3.2 millones de acciones. Para desglosarlo un poco, sí tuvimos algunas limitaciones en las recompras durante el periodo de resultados del cuarto trimestre porque, durante los dos primeros meses de 2026, estábamos operando bajo los parámetros de un 10b5-1, por lo que la mayoría de esas 3.2 millones de acciones se recompraron en marzo. Luego avanzamos, y del 1 de abril al 28 de abril recompramos aproximadamente 2.3 millones de acciones adicionales. Eso es realmente una muestra de que seguimos viendo mucho valor en nuestra acción impulsado por un enorme impulso positivo que vemos dentro de la compañía. Creemos que esas recompras respaldan el crecimiento sostenible de nuestro dividendo regular. Por último, si observa la ponderación del sector energía en el S&P 500, a pesar del aumento en los precios de las acciones, sigue siendo muy baja, aproximadamente 3.5%. También puede ver que los rendimientos del flujo de caja libre en el sector energético están cerca de máximos históricos. Hemos asignado más de $7.1 mil millones a recompras desde que empezamos a recomprar acciones en 2023, y eso nos ha permitido reducir nuestro número de acciones en más de 10% a precios atractivos. Ese enfoque disciplinado se centra en aprovechar oportunidades y nos posiciona para crear un valor significativo para nuestros accionistas, y seguimos confiando en que la mejora continua de nuestro negocio y el crecimiento de nuestro valor intrínseco nos brindarán oportunidades adicionales para recomprar nuestras acciones en el futuro. Operador: La siguiente pregunta proviene de Joshua Silverstein de UBS. Adelante, por favor. Joshua Silverstein: Solo una pregunta sobre el cambio en la actividad. Me preguntaba sobre el proceso de decisión sobre cómo reasignaron entre las tres cuencas diferentes. ¿Por qué 10 más en Utica frente a cinco en Delaware o, por decir algo, 15 todo en Utica o Delaware? Me interesaba saber si había algo que lo impulsara o si se basaba en lo que podían hacer con las plataformas existentes y los equipos de fractura allí? Gracias. Jeffrey R. Leitzell: Hola, Josh. Gracias por la pregunta. No hay nada que interpretar ahí. Realmente solo ocurre en función de la flexibilidad que tenemos en nuestros programas de actividad en este punto del año en todos los activos. Un par de cosas que diría: en la Utica, donde estamos aumentando 10, hemos visto que hay algunas de las perforaciones más sencillas de la compañía, y hemos hablado de eso de manera muy abierta, con ganancias de eficiencia realmente sólidas incluso en el primer trimestre, cuando incrementamos nuestros pies perforados por día en 22% frente a 2025. Ver resultados sobresalientes allí nos ha permitido construir nuestro conteo de DUC de trabajo un poco más que en algunas de las otras operaciones. En Delaware, todo también está saliendo bien. Tendemos a ser un poco más eficientes en la parte de terminación allí porque tenemos operación completa tipo super-zipper en nuestras flotas, además de que ya tenemos toda la logística de arena en su lugar, así que en realidad no hay demoras. También vimos un aumento de 17% en el primer trimestre en pies laterales completados por día, lo que mantenía el conteo de DUC un poco más ajustado. Esa es toda la historia: solo la mecánica de cómo se movían las cosas, los plazos que teníamos entre nuestras plataformas y las flotas de terminación en cada una de las divisiones, y cómo tenía sentido asignar ese capital y mantener a cada división sana para que podamos seguir mejorando cada una. Joshua Silverstein: Entendido. Gracias por eso. Y luego sé que no han agregado ningún CapEx adicional para exploración para este año, pero me interesa saber, con el efectivo adicional que ahora van a estar acumulando, si hay nuevos prospectos que estén preparando para la exploración del próximo año, tanto a nivel nacional como internacional. Sé que ustedes siempre están buscando nuevas áreas para entrar—alguna mejora potencial en recursos. Así que me gustaría saber una actualización sobre eso. Gracias. Keith P. Trasko: Sí. Tenemos varias líneas de exploración, tanto en el ámbito doméstico como en el internacional. De hecho, diría que incluso más en el lado doméstico que en el internacional.Nuestros equipos siempre utilizan datos de nuestras jugadas exitosas para volver a examinar cuencas, observar nuevas cuencas y ver qué podría desbloquearse con la nueva tecnología que hemos aplicado a otras jugadas y con los costos más bajos de hoy que en los años en que la cuenca se observó por primera vez. Siempre estamos en busca de lo que puede mejorar nuestro inventario. No puedo comentar detalles específicos, pero como usted sabe, la exploración siempre ha sido nuestro método preferido para agregar reservas de bajo costo. Usted ve DoradoCo, usted ve Dorado, usted ve a nuestros pioneros en Utica, exploración en Trinidad; incluso la adquisición de Encino nació de una exploración orgánica de los años anteriores. Esperamos que todos nuestros equipos de activos estén explorando para lograr adiciones de inventario y/o algo transformador. Tenemos varios prospectos y campañas de arrendamiento, y cuando estemos listos para comentar detalles específicos de un programa determinado, lo hacemos. La exploración es una gran forma en que entregamos valor a los accionistas. Operador: La siguiente pregunta viene de Scott Michael Hanold de RBC. Adelante, por favor. Scott Michael Hanold: Sí, gracias. Si pudiera volver a la discusión sobre la devolución a los accionistas, no estoy seguro de si esto es para Ann o Ezra, pero ¿podrían darnos una visión de cómo ustedes piensan sobre los dividendos variables? Sé que ha habido varios de sus pares que han dejado de lado ese concepto. Si el precio de su acción llegara a cierto punto, ¿aún ven algún valor en las variables? Y en segundo lugar, sobre las devoluciones a los accionistas, ¿hay capacidad o deseo de que ustedes apunten, por ejemplo, a un 90% a 100% de devolución frente al nivel base del 70% como han hecho en trimestres anteriores? Ezra Y. Yacob: Buenos días, Scott. Gracias por la pregunta. En cuanto a la parte del dividendo especial, todavía está dentro de nuestro planteamiento. Hemos sido claros en que la base de nuestra devolución de efectivo a los accionistas es el dividendo regular. Ese es el que nos gusta: hacer crecer ese dividendo regular de manera sostenible. Creemos que envía un mensaje de disciplina a nuestros inversionistas; muestra una confianza creciente en la eficiencia del capital hacia adelante. Cuando comenzamos a hacer una devolución adicional de efectivo hace entre tres y medio y cuatro años, nos enfocamos un poco más en los dividendos especiales que en las recompras. Siempre hemos dicho que, en general, somos bastante indiferentes respecto a cómo devolvemos ese efectivo adicional a los accionistas, pero, en lo que se refiere a las recompras, estamos comprometidos con ser oportunistas. Realmente hemos cambiado en los últimos años. En un poco más de tres años, hemos demostrado un historial de estar consistentemente en el mercado todos los días buscando oportunidades. Entonces, oportunista—no necesariamente solo esperar a un evento dramático e improbable—sino realmente observar dónde podemos crear valor para los accionistas a lo largo del ciclo. Creo que con eso lo hemos hecho muy bien. También somos muy conscientes de no permitir que este programa se vuelva procíclico, y por eso tenemos ese compromiso mínimo de 70% de devolución. Pasar a una devolución del 90% al 100% a estos precios elevados—yo no diría que nada es imposible, pero destacaría que nos gustaría generar un poco más de efectivo en el balance en esta parte del ciclo alcista y prepararnos para una posible corrección futura de precios, donde podamos continuar con nuestro historial de inversión positiva contracíclica. Algunas de las cosas que mencioné antes—la inversión en la planta de procesamiento de Janus, la adquisición de Encino, el “bolt-on” en Eagle Ford, algunos de nuestros acuerdos de comercialización—son realmente cuando creamos un valor significativo para los accionistas: poder tener el balance para zigzaguear cuando quizá otros estén haciendo lo contrario. Scott Michael Hanold: Aprecio ese contexto. Mi seguimiento es sobre el precio con prima en los contratos. Ustedes obviamente han estado un paso por delante de otras empresas al firmar estos acuerdos y beneficiarse de eso ahora. De cara al futuro, ¿hay más oportunidad para construir sobre eso, o se trata de decisiones más contracíclicas? Jeffrey R. Leitzell: Sí, Scott.Nuestro equipo de marketing busca día tras día nuevas oportunidades, nuevos canales y diversificar la cartera que tenemos—tanto a nivel nacional, donde contamos con frentes emergentes y estamos en nuevas zonas, como a nivel internacional. Constantemente estamos agregando nuevos mercados y tratando de minimizar los diferenciales para maximizar los netbacks. En el lado internacional, tenemos una gran exposición con nuestros acuerdos de GNL, como hemos hablado, acercándonos a casi 1 Bcf al día. Seguimos buscando formas únicas de fijar el precio del gas en alta mar para intentar eliminar la volatilidad y obtener un precio superior. Como hemos comentado, el acuerdo de Cheniere es más bien un trato preferente, por lo que es difícil conseguir términos de ese tipo. Pero seguimos en el mercado y mirando oportunidades. Con el tamaño de la compañía que tenemos ahora, tenemos mucha escala en todas estas cuencas y a nivel internacional. Debido a lo bajos que son nuestros costos, podemos mantener las operaciones en marcha con una actividad constante. Esa es una ventaja para nosotros en las negociaciones, junto con nuestra hoja de balance—que las contrapartes saben que será resistente a través de los ciclos—y podemos apoyarnos en eso. Eso suele ayudarnos en las negociaciones para obtener mejores precios. Nuestro objetivo es seguir mejorando nuestra realización de precios general y maximizar los netbacks, y seguiremos buscando formas de lograrlo. Operador: Nuestra siguiente pregunta proviene de Phillip J. Jungwirth de BMO. Adelante, por favor. Phillip J. Jungwirth: Estamos a punto de cumplir casi un año desde que ustedes anunciaron la adquisición de nCino. Una de las cosas que señalaron en ese momento fue que los pozos de petróleo volátiles de EOG Resources, Inc. eran entre un 8% y un 10% más productivos que Encino. Sé que hemos hablado mucho sobre los menores costos de pozo, pero me gustaría que nos actualizara sobre lo que están viendo en el lado de la productividad ahora que ya tienen algunos pozos perforados y completados por EOG. Y luego también, ¿podría ampliar sobre el comentario anterior sobre el escalonamiento lateral y qué exactamente están haciendo aquí? Keith P. Trasko: Buenos días. En el lado de la productividad en la Utica, ahora lo tratamos todo como un solo activo. Vemos una productividad realmente consistente en el programa año tras año. Diría que incluso nos ha sorprendido un poco el alza en algunas de las áreas de “step-out”. Sobre los objetivos de escalonamiento que mencionó Jeff, hemos estado probándolo, especialmente en el norte, donde tienes una sección más gruesa. Hemos visto buenos resultados. Nuestro objetivo siempre es aumentar la recuperación de cada acre y de cada sección, y aplicaremos esos aprendizajes, los integraremos con nuestro detallado mapeo geológico, y veremos en qué parte del yacimiento podemos aplicarlo. A largo plazo, hay muchas oportunidades para aplicar los aprendizajes de cómo Encino hizo las cosas a nuestros otros yacimientos análogos dentro de la compañía, para seguir mejorando el desempeño de los pozos. Phillip J. Jungwirth: Perfecto. Y luego también mencionó que Eagle Ford bolt-on antes en las observaciones preparadas. Ustedes han hecho un trabajo excelente mejorando los retornos en el Western Eagle Ford mediante eficiencias, laterales largos—de cuatro millas. Es un área en la que no hemos visto mucha consolidación de la industria. Considerando las sinergias que han logrado en la Utica, ¿esto los hace estar más animados a buscar bolt-ons adicionales en el Eagle Ford o en otras zonas, dado que pueden aportar capacidades superiores de operación y comercialización para generar valor? Ezra Y. Yacob: Gracias, Philip. Es una buena pregunta. Siempre sabíamos antes de hacer la adquisición de nCino que íbamos a tener una ventaja en muchas áreas—activos que podríamos mejorar con nuestras operaciones, la estructura de costos y la comercialización, como mencionaste. El desafío siempre ha sido concretar estos acuerdos a un precio que permita que los retornos “all-in” realmente compitan. Cada vez que compras algo con mucha producción, eso pesa en el perfil de retornos del proyecto general, así que la ventaja potencial realmente necesita estar ahí para contrarrestar un diferencial típico de compra-venta del 10% al 12%. Ese es siempre el desafío. Cíclicamente, como señalaste, el año pasado pudimos concretar un par de acuerdos.El primero fue Encino, obviamente con mucha producción, pero Keith solo habló de una cantidad enorme de potencial al alza. En realidad logramos demostrarnos exactamente lo que estás pidiendo: que la escala, nuestra base de conocimientos y nuestra base de datos, desde fuera de una sola cuenca—y al traer datos de otras cuencas—pueden aportar un valor tremendo. Vimos una gran expansión de márgenes y una gran mejora tanto por el lado de la productividad del pozo como, como señalaste, por el lado del costo del pozo. El otro que hicimos fue en Eagle Ford. Eso era como encontrar una aguja en un pajar. En esencia tenía una producción cero—muy, muy baja producción—y estábamos rodeando ese terreno. Encajó como una pieza de rompecabezas. Fue fantástico para nosotros. De inmediato incorporamos a parte de nuestra infraestructura la producción que ya existía allí. De inmediato empezamos a extender algunos laterales que estábamos perforando alrededor del terreno y hacia el propio terreno, y muy rápidamente, dentro de este primer año que hemos tenido ese “bolt-on” en nuestro portafolio, ya perforamos varios pozos de alto retorno. Tienes razón—ha recorrido un largo camino para decirnos que continuar de manera contracíclica y enfocarnos en los retornos es una estrategia ganadora para nosotros, ya sea en “bolt-ons” o en posibles acuerdos que también vengan con un poco de producción. Operador: La siguiente pregunta viene de Doug Leggate de Wolfe Research. Adelante, por favor. Doug Leggate: Ezra, me pregunto si puedo volver al giro de los líquidos, y quería entender un poco más qué están haciendo realmente ahí. ¿Han reasignado físicamente equipos, o fue—perdóneme—un EOG clásico de “beat-and-raise”? ¿Qué han hecho en realidad de diferente? La razón por la que pregunto es que, si flexionan las cosas tan rápido, ¿cómo mantienen la eficiencia? Me pregunto si esto se debió a una producción y productividad subyacentes que iban a ocurrir de todos modos. Jeffrey R. Leitzell: Hola, Doug. Lo primero que diría sobre el aumento real de productividad para el año es que sí tuvimos un “beat” en el primer trimestre. Fuera de eso, estamos reaccionando a lo que vemos desde el punto de vista de los precios y haciendo ajustes muy modestos al cronograma de actividades alrededor de la cartera—simplemente cambiando la inversión de gas a petróleo. Lo que eso realmente significa es que estamos sacando un poco de capital de Dorado. No es mucho. Los vamos a reducir a menos de una flota de fractura, así que aún tendrán suficiente actividad para enfocarse en el activo, continuar avanzándolo y hacer que progrese. Lo único es que ahora la tasa de salida en Dorado va a bajar un poco; pasará de un objetivo de Bcf a solo un poco más de 800 millones al día. En realidad sí tenemos una plataforma ahí que va a subir para perforar solo un par de DUCs en San Antonio. Estamos reasignando el resto del capital para añadir cinco terminaciones netas en la Cuenca del Delaware y luego las 10 netas en la Utica, que es muy pequeña y dentro de lo que se redondea. En el Delaware, cinco pozos son solo adiciones a un paquete; no es realmente ningún equipo adicional. En la Utica es similar: donde la plataforma se adelantó, solo son un par de paquetes de inventario DUC. Gran parte, como dije, se debe al gran desempeño y la eficiencia constante, lo que nos ha permitido lograr el aumento durante todo el año con el mismo CapEx de $6.5 mil millones. Como hemos señalado, añadirá 2 mil barriles por día durante el año para el petróleo y 6 mil barriles por día en el lado de NGL. Seguimos insistiendo en ello, pero es uno de los beneficios de tener este portafolio multi-cuenca. Tenemos múltiples activos de alto retorno en toda la empresa que compiten por capital, y eso nos da mucha flexibilidad para alterar nuestro plan en tiempo real de manera muy rápida sin demasiada disrupción—y maximizar el valor para los accionistas a través de los ciclos. Doug Leggate: Aprecio eso, Jeff. Ezra, quizás para ti entonces—específicamente, mi seguimiento es, básicamente, no es una pregunta sobre retorno de capital; es más bien una pregunta filosófica.De manera notable, su rendimiento ahora es más alto que el de ExxonMobil, y tendemos a pensar que ellos usan recompras para gestionar la carga de su dividendo. También cuenta con un balance general impecable. ¿Cómo piensa en ese equilibrio entre permitir que la carga del dividendo aumente y el riesgo—como usted señaló—de recompras procíclicas? Y quizá, como complemento, ¿están dispuestos a dejar que su balance vuelva a deuda neta cero? Quizá podría referirse a esos temas. Ezra Y. Yacob: Esas son buenas preguntas. Sobre la deuda neta cero, yo no diría que sea un objetivo para nosotros, pero está claro que ya hemos estado allí antes. No me importaría volver a estarlo. Con el compromiso mínimo del 70% que tenemos en vigor, sería difícil lograrlo este año, pero potencialmente en los próximos un par de años. Una de las cosas a tener en cuenta es que creemos que contar con un balance impecable es una ventaja competitiva. Le permite pasar de una posición de fortaleza, y eso incluye el efectivo en el balance. Con respecto al dividendo, ojalá el rendimiento del dividendo se mueva en la otra dirección y baje. La forma en que pensamos sobre las recompras de acciones—esto ha sido un poco una experiencia de aprendizaje—es una matemática sencilla: cuando estás comprando acciones de vuelta, eso reduce tu compromiso absoluto con el dividendo. Después de haber estado en el mercado recomprando acciones durante tres años, tenemos muy buena experiencia con ello y nos encanta. Volviendo a la pregunta de Scott, quizá ya no somos tan ajenos como antes a los dividendos especiales frente a las recompras de acciones, porque sí vemos el beneficio continuo y la correlación con nuestra capacidad para seguir aumentando el dividendo regular. El dividendo regular ahora es de aproximadamente 4,80 dólares anualizados por acción, y tiene un rendimiento que es competitivo en todo el mercado amplio. En los tres años en que hemos estado recomprando acciones—durante una parte más suave del ciclo—tenemos una tasa de crecimiento anual compuesta del dividendo de aproximadamente el 9%. Eso es algo de lo que nos sentimos orgullosos y a lo que seguimos deseando dar seguimiento para discutirlo con la Junta. Los aumentos de nuestro dividendo deberían reflejar el crecimiento, la expansión del margen y la eficiencia de capital continua de la empresa, y las recompras de acciones obviamente también ayudan con eso. Operador: La siguiente pregunta es de un analista de Truist. Adelante, por favor. Analista: Gracias, Cindy. Buenos días a todos. Gracias por el tiempo y por las observaciones preparadas. Ezra, esperaba que pudieras volver a tus puntos de vista sobre el macro. Definitivamente parece que, tal vez, una vez que todo esto termine, tu sesgo es que el petróleo de mitad de ciclo es quizá más alto de lo que todos anticipamos antes del conflicto de Irán. ¿Podrías hablar un poco sobre cómo esto podría cambiar la forma en que asignan capital a futuro? Me interesa cómo piensan sobre un mayor crecimiento en un entorno que respalda un precio del petróleo y cómo asignan entre petróleo y gas? Ezra Y. Yacob: Es una buena pregunta. Yo diría que somos un poco más optimistas de cara al futuro. Quizá sea un poco cuestión de semántica, pero no estoy seguro de que diríamos que el precio de mitad de ciclo haya cambiado de manera dramática. Lo plantearía así: durante los próximos años, creemos que estaremos en un entorno por encima de los precios de mitad de ciclo. Históricamente, este es un negocio cíclico. Si miras ejecuciones de cinco, 10 y 15 años, el WTI normalmente termina en los $60 de la franja media—alrededor de $65. El punto ahora es que, dado que los niveles de inventario han bajado a donde están, va a tomar bastante tiempo volver a subir los inventarios al promedio de cinco años. Eso supondría que los barriles fluyen bastante fácilmente a través del Estrecho de Ormuz, que las liberaciones comprometidas de la SPR lleguen al mercado y que la inversión en EE. UU. y no-OPEP esté por encima de donde estaba cuando entramos en 2026. ¿Qué significa eso para nosotros? Publicamos un escenario de tres años al comienzo de este año que contemplaba un entorno basado en fundamentos, en el que estábamos invirtiendo para hacer crecer el negocio del lado del petróleo a aproximadamente dígitos bajos. Si hubiera una demanda real de cara al futuro respaldada por fundamentos en shale, podríamos aumentar quizá a dígitos medios.Honestamente, ese plan de un solo dígito bajo es un escenario muy convincente. No es una guía; es un escenario. Entrega, en un rango conservador de 60 a 80 dólares por barril WTI, un ROCE del 15% al 25%, entre 12.000 y 24.000 millones de dólares en flujo de caja libre y una tasa de crecimiento anual compuesta del flujo de caja libre de 6% más. Eso es flujo de caja libre directo, no por acción; así que cualquier recompra adicional obviamente lo incrementa. La idea principal es que incluso con el mismo precio forward de la franja que en los últimos tres años, nuestro escenario a futuro aumentaría el flujo de caja libre acumulado en aproximadamente un 20% respecto a los últimos tres años. Apostar un poco más agresivamente por el crecimiento no solo necesita respaldarse en los fundamentos, sino que también debemos ser conscientes del entorno de costos. No queremos apostar por un entorno de mayor costo solo para aumentar la producción si se está enfrentando a vientos en contra inflacionarios. Llevar los niveles de inventario de vuelta al promedio de cinco años es lo mejor para los consumidores y la asequibilidad de la energía, pero hacerlo con un costo adecuado. Seremos muy reflexivos y deliberados antes de hacer algo así. Analista: Gracias, Ezra. Eso realmente ayuda. Lo dejaré aquí ya que estamos a la hora. Aprecio mucho el tiempo. Ezra Y. Yacob: Gracias. Operador: Esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Me gustaría devolver la conferencia a Ezra Y. Yacob para cualquier comentario de cierre. Ezra Y. Yacob: Solo me gustaría decir que agradecemos el tiempo de todos hoy. Gracias a nuestros accionistas por su apoyo y un agradecimiento especial a nuestros empleados por entregar otro trimestre excepcional. Operador: La conferencia ya ha concluido. Gracias por asistir a la presentación de hoy. Ya pueden desconectarse.