Kinder Morgan, Inc.

Operador: Buenas tardes y gracias por estar en línea. Les damos la bienvenida a la conferencia telefónica sobre los Resultados del Primer Trimestre de 2026. [Instrucciones del operador] Esta conferencia se está grabando. Si tienen alguna objeción, pueden desconectarse en este momento. Ahora es para mí un placer ceder la palabra al Sr. Rich Kinder, Presidente Ejecutivo de Kinder Morgan. Richard Kinder: Gracias, Michelle. Como de costumbre, antes de comenzar, me gustaría recordarles que la publicación de resultados de KMI de hoy y esta llamada incluyen declaraciones con proyección de futuro en el sentido de la Ley de Reforma de Litigios de Valores Privados de 1995 y la Ley de Bolsa de Valores de 1934, así como ciertas medidas financieras no-GAAP. Antes de tomar cualquier decisión de inversión, les recomendamos encarecidamente que lean nuestras divulgaciones completas sobre declaraciones con proyección de futuro y el uso de medidas financieras no-GAAP establecidas al final de nuestra publicación de resultados, además de revisar nuestros últimos informes con la SEC para conocer importantes supuestos materiales, expectativas y factores de riesgo que podrían hacer que los resultados reales difieran materialmente de los previstos y descritos en dichas declaraciones con proyección de futuro. Ahora me preparo para esta llamada con inversores y, al mirar hacia atrás, vuelvo al texto de las observaciones introductorias que he realizado durante los últimos varios años. La mayor parte de lo que he dicho se refiere al futuro de la demanda de gas natural y al impacto positivo que tiene en los actores del midstream de energía como Kinder Morgan. En casi todos los casos, las proyecciones que he podido presentar resultan estar por debajo de lo que finalmente ocurrió. En otras palabras, la demanda de gas natural, impulsada principalmente por el crecimiento de la demanda de gas de alimentación LNG y por el mayor uso de gas natural para la generación de electricidad, simplemente ha crecido más rápido de lo que esperábamos. Ahora bien, creo que los acontecimientos desde la última llamada han hecho que las perspectivas de crecimiento sean aún más positivas. Con respecto a la demanda de LNG, los recientes acontecimientos en Oriente Medio tendrán claramente un impacto sustancial. Aunque el resultado final, desde luego, no está claro en este punto, los daños a las instalaciones de licuefacción de Qatar y la incertidumbre continua sobre el tráfico marítimo a través del Estrecho de Ormuz llevarán a una mayor preferencia por LNG de origen estadounidense, y las predicciones de crecimiento de la generación eléctrica a partir de gas también han aumentado. En un artículo que salió a la luz solo esta semana, S&P Global Market Intelligence informa que las utilities planean añadir una cifra asombrosa de 153 gigavatios de capacidad de generación eléctrica a partir de gas en los próximos varios años, principalmente para atender centros de datos, con la mayor parte de este desarrollo entrando en línea para 2030. Ahora bien, esto es el doble de la estimación del mismo grupo de hace 1 año y refleja planes para construir alrededor de 210 instalaciones adicionales de generación eléctrica a partir de gas natural. Nuestra previsión de Kinder Morgan para la demanda total de gas de EE. UU. ahora se extiende hasta 2031, y estima que la demanda en ese año será de 150 Bcf al día y un crecimiento de aproximadamente 27% con respecto a este año. En resumen, la historia del gas natural tiene recorrido y el sólido comienzo de Kinder Morgan en 2026, que Kim y el equipo explicarán, respalda esa visión. Si bien la vieja frase de que “las subidas de la marea levantan todos los botes” tiene cierta aplicabilidad a esta situación, claramente habrá algunos participantes que se beneficiarán más que otros de esta historia positiva. Creo que todo el sector de midstream será uno de los beneficiarios, y ofrece una forma de inversión de bajo riesgo en la historia de crecimiento del gas natural, dada la prevalencia de acuerdos de transporte de largo plazo con créditos de grado de inversión que respaldan la mayor parte de los activos de midstream. La Inga Foundation, en un estudio publicado en marzo, estima que Norteamérica necesita 70 Bcf al día de nueva capacidad de oleoductos de gas en el marco temporal hasta 2050. Y creo que Kinder Morgan lo hará muy bien en este entorno. Permítanme decirles por qué. Tenemos un conjunto excelente de activos ubicados en las áreas donde la demanda de gas está creciendo de manera dramática. Nuestra estrategia es concentrarnos en expandir y extender esos activos de manera agresiva pero disciplinada.Esto significa que seguiremos identificando y persiguiendo la miríada de oportunidades de crecimiento que actualmente vemos y, una vez emprendidos, completar los proyectos resultantes a tiempo y dentro del presupuesto. Debido a que nuestro flujo de caja es muy sólido, podremos financiar estos proyectos principalmente con flujo de caja generado internamente, y puedo prometerte un enfoque intenso e incesante en estas oportunidades sin precedentes. Esta estrategia nos permitirá hacer crecer sustancialmente nuestro EBITDA y nuestro EPS en los próximos años a medida que estos proyectos entren en funcionamiento, manteniendo al mismo tiempo un balance sólido y aumentando nuestro dividendo. Para mí, esa es una receta bastante buena para el éxito. Y con eso, se lo cedo a Kim. Kimberly Dang: Okay. Gracias, Rich. Tuvimos un primer trimestre notable. Lo mejor que puedo recordar, con el EPS ajustado aumentando un 41% y el EBITDA creciendo un 18%. Importante: cada segmento entregó crecimiento frente al primer trimestre de '25 y cada segmento superó nuestro presupuesto. El gas natural impulsó la mayor parte de la mejora, beneficiándose del quemado por tormenta invernal y del frío prolongado en el Nordeste. Estos resultados reflejan el valor de nuestra infraestructura crítica y el papel esencial que desempeña para servir a nuestros clientes, especialmente en períodos de alta demanda. Durante el trimestre, llegamos a un acuerdo para adquirir el sistema de oleoductos Monument en Texas por aproximadamente 500 millones de dólares. Estos activos encajan naturalmente con nuestra red existente, respaldados por contratos a largo plazo y adquiridos a un múltiplo atractivo. Ayer recibimos la terminación anticipada de la HSR y esperamos cerrar a finales de este mes. En las previsiones para el año completo, ahora esperamos superar nuestro presupuesto de EBITDA en más de un 3%, excluyendo cualquier contribución de la adquisición de Monument. La mayor parte, pero no todo, de esa superación se atribuye al primer trimestre. Dado que todavía estamos al comienzo del año, hemos adoptado un enfoque algo conservador para nuestras expectativas para el año. Sin embargo, la continua superación en nuestro grupo de gas y/o precios del petróleo más altos, que benefician nuestro petróleo no cubierto al 10% en el segmento de CO2, podrían aportar una ventaja adicional para el resto del año. El crecimiento en el mercado general de gas natural de más de 36 Bcf desde 2016 ha impulsado la utilización en nuestros cinco oleoductos de gas más grandes hasta más del 90%. Esa utilización, junto con el crecimiento proyectado del mercado a aproximadamente 150 Bcf por día en 2031, destaca tanto la necesidad como la oportunidad de expansión. El backlog de nuestro proyecto de expansión aumentó a 10,1 mil millones de dólares este trimestre, 145 millones de dólares más que el trimestre anterior. Colocamos aproximadamente 230 millones de dólares de proyectos en servicio y añadimos 375 millones de dólares en nuevos proyectos, incluidos tres acuerdos de centros de datos. El múltiplo del backlog sigue por debajo de 6x, con una fecha media de entrada en servicio del Q1 2028. Con respecto a nuestros tres proyectos más grandes, que representan más del 50% del backlog, seguimos cumpliendo con los plazos y el presupuesto. Más allá de nuestro backlog reportado, avanzamos activamente con una serie de oportunidades identificadas. Gran parte de esta actividad está impulsada por el crecimiento en energía eléctrica, y esperamos que una cantidad significativa de estas oportunidades se conviertan en proyectos aprobados durante 2026. Nuestro desempeño en este trimestre demuestra el posicionamiento estratégico de nuestros 78.000 millas de oleoductos y 136 terminales, así como la firmeza de la infraestructura energética. De cara al futuro, confiamos en nuestra capacidad para completar nuestro backlog de proyectos de 10,1 mil millones de dólares, ampliar ese backlog y entregar un valor extraordinario a nuestros inversores. Y con eso, se lo cedo a Dax. Dax Sanders: Gracias, Kim. Comenzando con la unidad de negocio de gas natural. Los volúmenes de transporte aumentaron un 8% en el trimestre frente al primer trimestre de 2025, principalmente debido al incremento de las entregas de gas de alimentación de LNG en el Tennessee Gas Pipeline. Los volúmenes de captación de gas natural aumentaron un 15% en el trimestre frente al primer trimestre de 2025 y crecieron en la mayoría de nuestros activos de captación y procesamiento, con el mayor impacto proveniente de nuestro sistema Haynesville.Winter Storm, junto con el clima frío prolongado en el Noreste, también contribuyó a mayores volúmenes. De cara al futuro, seguimos observando oportunidades incrementales de proyectos en toda nuestra red de oleoductos de gas natural. Por ejemplo, nos encontramos en diversas etapas de desarrollo de proyectos para atender una demanda de más de 10 Bcf al día de gas natural en el sector de generación de energía y abrimos 3 Bcf al día en el sector de LNG. En nuestro segmento de Products Pipeline, los volúmenes de productos refinados bajaron 2% en el trimestre en comparación con el primer trimestre de 2025 y los volúmenes de petróleo crudo y condensados bajaron 12% en el trimestre en comparación con el primer trimestre de 2025, y más de toda la caída en los volúmenes de crudo se explica por la eliminación del oleoducto Double H puesto en servicio para conversión de NGL en el tercer trimestre de 2025. Excluyendo los volúmenes de Double H en ambos periodos, los volúmenes de condensado de crudo aumentaron 2% en el trimestre en comparación con el primer trimestre de 2025. Con respecto a Western Gateway, como se señaló en el comunicado conjunto publicado a inicios de la semana, KMI y Phillips 66 recientemente concluyeron una exitosa oferta abierta sobre el sistema propuesto de oleoducto Western Gateway. El siguiente paso es finalizar los acuerdos definitivos de servicios de transporte con los embarcadores y, con suerte, acuerdos de empresa conjunta aceptables entre KMI y P66. Suponiendo que podamos llegar a una resolución sobre los acuerdos definitivos mencionados, esperaríamos dar FID al proyecto en algún momento durante los próximos meses. En nuestro segmento de Terminals Business, nuestra capacidad de arrendamiento de líquidos sigue alta, cerca de 94%; las condiciones de mercado siguen respaldando tasas sólidas y la utilización de nuestros tanques disponibles para uso es aproximadamente 99% en nuestros centros clave en el Houston Ship Channel y en Carteret. Nuestra flota de buques cisterna para la Ley de Cabotaje de los Estados Unidos (Jones Act) sigue estando excepcionalmente bien contratada. Suponiendo que se ejerzan las opciones probables, nuestra flota está 100% arrendada hasta 2026, 97% arrendada hasta 2027 y 80% arrendada hasta 2028. Hemos fletado de manera oportunista un porcentaje significativo de la flota a tasas de mercado más altas y tenemos una duración promedio de compromisos de contratos firmes de 3 años y más de 3 años al considerar las opciones que es probable que se ejerzan. El segmento de CO2 registró 2% más de petróleo neto: volúmenes de producción de petróleo en comparación con el Q1 de 2025, impulsados por un aumento del 5% en la producción en SACROC. Los volúmenes de NGL fueron 5% más altos y los volúmenes de CO2 fueron 1% más altos. En particular, los volúmenes de RNG aumentaron 63% debido a una mayor disponibilidad (uptime) en nuestras instalaciones y a una mayor recuperación de hidrocarburos, ya que el equipo que dirige ese negocio ha logrado avances importantes para mejorar el funcionamiento general de esos activos. Con eso, se lo paso a David. David Michels: Gracias, Dax. Entonces, para el trimestre, estamos declarando un dividendo de 0,2975 dólares por acción, que equivale a 1,19 dólares anualizados y es un aumento del 2% sobre 2025. Como habrán escuchado, tuvimos un primer trimestre sobresaliente, generando una utilidad neta atribuible a KMI de 976 millones de dólares, con una EPS de 0,44. Estas cifras están 36% y 38% por encima, respectivamente, del primer trimestre de 2025. Estos resultados muy impresionantes reflejan unos sólidos fundamentos de la demanda en todo el país, combinados con activos posicionados estratégicamente y una ejecución experta por parte de nuestros colegas para capturar las oportunidades asociadas, y vimos crecimiento en los segmentos del negocio. El segmento de gas natural creció más con un clima normal más frío, lo que impulsó una demanda adicional en sistemas de midstream de gas natural ya altamente utilizados, pero el segmento también creció por factores distintos del clima frío, con contribuciones de proyectos de crecimiento, mayores ventas de capacidad, volúmenes de captación y utilización en numerosos activos. En productos, nos beneficiamos de una mejora en la fijación de precios de los productos básicos, así como de la recuperación de aumentos retroactivos de tarifas que registramos tras una decisión favorable del tribunal. Y en el segmento de Terminales, incrementamos los volúmenes y las tarifas en nuestro negocio de líquidos, además del beneficio de las recompras (buyouts) de contratos de almacenamiento, y también vimos un aumento en los volúmenes en nuestro negocio de graneles.Para el año completo 2026, aunque todavía es temprano en el año, esperamos estar por encima de nuestro presupuesto de EBITDA ajustado en más de un 3%. Eso equivale a más de $250 millones de contribución adicional de EBITDA. Claramente superamos en el primer trimestre, y esperamos una mayor superación para el resto del año, impulsada por la demanda sostenida de nuestros servicios de midstream de gas natural y por las contribuciones de la adquisición de Monument, que también se sumarán. Pasemos ahora al balance. A medida que seguimos creciendo nuestro flujo de caja y mantenemos el compromiso con un enfoque disciplinado en la asignación de capital, nuestro balance continúa fortaleciéndose. Nuestra razón de deuda neta con respecto al EBITDA ajustado terminó el trimestre en 3.6x, redondeando a la baja desde el -- desde 3.8x al inicio del año. El apalancamiento de 3.6x es el más bajo para una entidad de Kinder Morgan desde mucho antes de la transacción de consolidación de 2014. Dicho esto, esperamos que el apalancamiento aumente ligeramente para finales de 2026. Esperamos un mayor gasto de capital durante el resto del año, y solo obtendremos una contribución parcial de EBITDA de la adquisición de Monument. Nuestro presupuesto nos tenía terminando 2026 en 3.8x, y ahora esperamos cerrar el año 2026 en 3.7x debido a nuestra expectativa de superación del EBITDA, y eso nos mantiene cómodamente por debajo del punto medio de nuestro rango objetivo de apalancamiento. Durante el trimestre, la deuda neta aumentó $82 millones, y aquí hay un desglose de alto nivel de eso. Generamos $1.49 mil millones de flujo de caja de las operaciones. Gastamos $650 millones en dividendos, $800 millones en capital total, gastos de capital, y tuvimos aproximadamente $120 millones de otros usos de efectivo, lo cual se acerca al incremento de $82 millones en la deuda neta. Las agencias de calificación ya han reconocido plenamente nuestro perfil financiero fortalecido, y Moody's nos subió a Baa1, lo que significa que ahora somos equivalentes a BBB+ en las 3 agencias de calificación. Adicionalmente, el Tesoro emitió una guía en marzo que nos permitirá aprovechar de manera más completa la depreciación fiscal por bonificación en todos nuestros activos, y eso genera beneficios positivos de flujo de caja a corto plazo, lo cual creará capacidad adicional para nuevas inversiones. Con eso, se lo devuelvo a Kim. Kimberly Dang: Michelle, si puedes pasar, y tomaremos preguntas. Operator: [Instrucciones del operador] Nuestro primer comunicante es Julien Dumoulin-Smith de Jefferies. Analista desconocido: Luke entra por Julien. Bien hecho en el trimestre. Solo quería saber si puedes ayudar a enmarcar el alcance esperado del Western Gateway con más detalle, por ejemplo, el diámetro inicial de capacidad, incluso los costos totales del proyecto, y cómo es probable que se asignen las contribuciones de capital entre los socios, considerando la contribución de esos activos que tienen. Kimberly Dang: Diré un par de cosas y, luego, Mike Garthwaite, si quieres agregar algo. Quiero decir, como Dax señaló en sus comentarios, todavía tenemos que negociar los términos del JV, y eso obviamente afectará cuál será nuestra contribución de capital. Esperamos que estemos haciendo, uno, una contribución en activos, y dos, que estemos haciendo contribuciones en efectivo. Pero exactamente cómo se materializará eso, el costo total de este proyecto y algunos de esos detalles, pienso que los dejaremos para cuando tengamos que avanzar con el FID del proyecto para que pasen estas discusiones, asumiendo que lleguemos a buen término con las discusiones con nuestro socio. Michael Garthwaite: Sí. Y luego, en el lado de la capacidad, no quiero entrar en el detalle completo mientras trabajamos para ejecutar los acuerdos finales de servicios de transporte. Pero verás los mapas que hemos tenido de manera constante por ahí: nuestra línea de El Paso a Phoenix es una línea de 20 pulgadas, en la que nos enfocamos, y eso cubre los compromisos que hemos visto atendidos, además de algo de crecimiento que acompaña a eso. Analista desconocido: Excelente. Y por separado, ustedes mencionaron esto en sus comentarios, pero tal vez mirando al Noreste y la posibilidad de alguna expansión allá.Hay un reconocimiento cada vez mayor de que quizá necesitemos ver más gas descarbonizado en Nueva Inglaterra. Solo tengo curiosidad por conocer tus opiniones sobre si Tennessee podría ser una solución potencial para eso. Y si necesitarían, a nivel estatal y regional, volver a echar un vistazo a las oportunidades de crecimiento en esa parte del estado. Kimberly Dang: La necesidad está claramente ahí. Pero quiero decir, como hemos dicho varias veces, tendríamos que tener certeza: certeza sobre los permisos estatales, y tendríamos que conseguir el apoyo comercial que necesitamos para respaldar un proyecto. Y la última vez, el apoyo comercial fue un problema. Porque las IPP realmente no tienen una forma de obtener reembolsos cuando asumen acuerdos de capacidad a largo plazo. Así que o bien se necesitan las utilities, o no hay mucho apoyo comercial disponible. Por eso creo que tenemos que tener el apoyo comercial y el permiso. Alguien tendrá que poner la alfombra roja. Y entonces yo creo que nos encantaría aprovechar la oportunidad. Pero ya hemos transitado ese camino una vez. Descontamos una cantidad considerable de capital. Y creo que no es algo en lo que estemos interesados en volver a hacer. Operador: Nuestra siguiente llamada es de Theresa Chen con Barclays. Theresa Chen: ¿Podría hablar más sobre el razonamiento detrás de la adquisición del gasoducto Monument? ¿Qué tipo de sinergias u oportunidades de crecimiento proporciona para su sistema más amplio que de otro modo no habrían podido lograr con sus activos existentes en el área únicamente? Y al pensar en la valoración, ¿podría definir con más precisión a qué se refiere “mediano plazo” en términos de lograr ese múltiplo de menos de 8.0x? ¿Y requiere CapEx incremental? Y si 8.0 es efectivamente el mediano plazo, ¿cuál sería el múltiplo actual o de LTM para dar contexto como referencia para los activos de gas intrastatal de Texas en general? Kimberly Dang: Y eso es bastante específico. Bien. Entonces permíteme decir un par de cosas sobre eso. Los 500 millones de dólares, como mencionamos, se sustentan en contratos a largo plazo que respaldan la vida contractual promedio ponderada de esto: aproximadamente 9 años. Está más del 90% en utilities e industrias con buenas calificaciones crediticias. Se integra bien en nuestros activos existentes. Nos permite acceder a cierto almacenamiento en nuestro sistema que antes no podíamos acceder. Hay cierta actividad de expansión en curso que requerirá algún capital incremental después de que cerremos, y esa oportunidad de expansión irá llegando con el tiempo. Creo que entra y comienza más tarde este año. Y así creo que eso será lo que ayude a llevar hacia abajo el múltiplo de un dígito alto en relación principal: proviene principalmente de esa expansión. Hay algunas sinergias asociadas con eso relacionadas con nuestro almacenamiento, y dejaré que la gente hable sobre parte de eso. David Michels: Así que solo dando un paso atrás, un par de cosas. Primero, el sistema se integra muy bien a nivel de última milla; va a través de Houston hasta el corredor de las corp. Así que vemos que el perfil de demanda es muy sólido. También aporta un elemento de suministro adicional de no nitrógeno, además de lo que ya estamos trabajando; con el tiempo, veremos el valor de ese bajo en nitrógeno. Y luego, como mencionó Kim, estos activos tocan nuestro almacenamiento: nuestro almacenamiento existente, de maneras en las que podemos desbloquear cierto valor que, por sí solo, un independiente no podría. Esos son los 3 impulsores principales. Y una vez más, simplemente: hace un buen mapa, como me gustaría decir, y encaja muy bien. Theresa Chen: En cuanto a la rescisión temprana del acuerdo de servicios del terminal en Pasadena a cambio de una serie de algunos pagos. ¿Reconocieron una suma global en el primer trimestre? Y si fue así, ¿de cuánto? ¿Y cuál es el EBITDA perdido esperado? Kimberly Dang: Entonces déjame decir un par de cosas sobre eso. Sí, la suma global se reconoce en el primer trimestre. Y creo que esto es solo un gran trabajo por parte de nuestro equipo de terminales: por la rescisión, salieron y rellenaron todos estos tanques. Y todos estos tanques se rellenan a largo plazo.Algunas personas lo están tomando ahora mismo y, a medida que mejoramos la conectividad, sus tarifas van aumentando con el tiempo. Luego, uno de los otros clientes lo tomará dentro de un año o algo así, 18 meses. Pero mientras tanto, podemos alquilar esa capacidad en régimen de corto plazo. Así que hemos podido cubrir todo esto; las tarifas irán aumentando con el tiempo y, en gran medida, compensarán los ingresos perdidos y, con respecto a ese contrato que fue rescindido por compra, creo que queda un poco más de un año de vigencia en ese contrato. Michael Garthwaite: A través del primer trimestre de '28. Operator: Nuestra siguiente llamada es de Brandon Bingham con Scotiabank. Brandon Bingham: Solo quería hablar un poco más, de manera temática, sobre algunas de las dinámicas que están viendo en el mercado de productos refinados, pensando específicamente en California y Western Gateway. ¿Cómo está evolucionando la demanda a la luz de los precios de los productos que se ven en pantalla y de la estrechez en los mercados globales? ¿Y podría eso generar alguna oportunidad de expansión para el proyecto? Kimberly Dang: Yo no diría que esto impulse la expansión del proyecto porque no creo que la demanda general esté cambiando significativamente en California. Lo que —lo que pienso que hace aquí la situación global— es resaltar el hecho de que California tiene que importar parte de su suministro y eso la hace estar sujeta a la variabilidad de los mercados de crecimiento. Y entonces, lo que hace es que, en lugar de traer una cantidad considerable de producto por agua, ahora traerán suministro desde Texas y desde el Este de Estados Unidos. Otra cosa es que sirve al mercado de Phoenix, que ahora mismo también depende de la capacidad de refinación de California. Y como saben, esa capacidad de refinación ha disminuido porque varios refinerías han cerrado. Así que creo que es una gran solución, tanto para California como para Arizona, para poder acceder a suministro doméstico en lugar de tener que depender del mercado internacional. Brandon Bingham: De acuerdo. Excelente. Eso ayuda. Y luego, tal vez, volviendo a —mencionaste expectativas continuas de superación a lo largo del resto del año. ¿Alguna de eso está ligada a las dinámicas creadas por el conflicto iraní? ¿Y cómo cambian, si es que cambian, cuando este conflicto llegue, digamos, a un final más firme o esperemos a un final esperanzador? Kimberly Dang: Sí. Diría que el conflicto en Oriente Medio tiene un impacto limitado en nosotros. Obviamente, en nuestro segmento de CO2, en los barriles no cubiertos, que son aproximadamente el 10% de nuestros barriles, estamos obteniendo un precio del crudo más alto. En productos, donde podrías anticipar que podría afectarnos es solo por precios más altos de los productos que impactan la demanda, pero no hemos visto eso hasta la fecha. En nuestro segmento de Terminal, creo que nuestros documentos han estado realmente ocupados. Nuestros documentos de exportación han estado muy ocupados. Así que tenemos volúmenes récord en todo eso. Y entonces, sí, obtenemos una pequeña cantidad de ingresos accesorios como resultado de esos movimientos. Pero nuestros tanques se venden a largo plazo, con cargos de almacenamiento mensual que son contratos de takeway. Y luego, en gas natural, a corto plazo, no mucho. Obviamente, estamos moviendo mucho hacia instalaciones de exportación de GNL, pero esas están bajo acuerdos de toma y pago a largo plazo. Pero como dijo Rich en sus comentarios iniciales, a plazos más largos debería impulsar una demanda incremental de GNL de EE. UU. Operator: Gracias. Nuestra siguiente llamada es de Manav Gupta con UBS. Manav Gupta: Quería preguntarle un poco sobre la expansión de GCS y, al mismo tiempo, sobre la tubería Trident. Y lo que estoy intentando entender es que hay mucho gas moviéndose hacia el Este de Texas, incluida la expansión de su GCS. Y luego, el flujo desde allí hacia Port Arthur y Henry Hub podría tardar un poco más, incluida su tubería Trident. Y estoy intentando entender si eso podría llevar a alguna desalineación en los precios cuando lo vemos entre Houston Ship Channel, Katy o Agua Duscher. ¿Cómo están pensando estos mercados locales de gas a medida que empiece a entrar más gas del Permian en esa zona y el flujo de salida pudiera tardar un poco más? David Michels: De acuerdo, Manav. Esa fue una —creo que una pregunta en dos partes.Así que primero, ambos proyectos van según lo previsto. Están avanzando. En términos de desajuste de base, etc., en general intento mantenerme alejado de comentar sobre precios prospectivos. Pero puedo decirte que, a un nivel fundamental, siempre habrá desajustes, ¿verdad?, cuando miras hacia adelante: cuando la demanda entra por separado, luego el suministro se pone en circulación y eso va en ambos sentidos. Entonces lo que diría es: ¿es posible? Sí. Supongo que la realidad también es que hay mucha demanda desde el lado de la energía que estamos viendo que está surgiendo en Texas. Estamos hablando del crecimiento de la energía dentro de Texas. Así que la velocidad de comercialización es muy importante ahí, y quizá haya espacio para ese suministro. Te dejo eso, y luego puedes sacar tus propias conclusiones de ese comentario. Kimberly Dang: Y lo otro que diría sobre nuestros activos es que, en el margen, nos beneficiamos un poco de los desajustes de precios a corto plazo. Quiero decir, obviamente, a largo plazo, eso impulsa los proyectos de expansión. Pero la mayor parte de nuestra capacidad en nuestros gasoductos se vende bajo contratos a largo plazo de take-or-pay. Manav Gupta: Perfecto. Ese comentario sobre la energía es muy útil. Mi seguimiento rápido aquí es que KMI es algo único. Tienes oportunidades de almacenamiento de gas natural, que algunos de tus competidores no tienen. ¿Puedes hablar un poco sobre eso? Creo que en diciembre, la FERC aprobó una expansión de 10 Bcf en el almacenamiento existente de NGPL. Y luego, creo que en Bear Creek storage también tuvisteis una open season. ¿Puedes hablar sobre las oportunidades de almacenamiento de gas natural en tu portafolio? David Michels: Sí. Mira, es una muy buena pregunta. Y a medida que vemos que esta demanda entra y por la escala de esa demanda, uno de los grandes diferenciadores, del que Rich también habló, son oportunidades de midstream, pero hay algún diferenciador. El almacenamiento será un diferenciador clave para nosotros. Tenemos esas expansiones en el sitio en las que estamos trabajando, especialmente Bear Creek, que aún no se ha comercializado, pero es algo en lo que estamos trabajando. Y lo estamos viendo en todo nuestro ámbito: mirando el almacenamiento en toda nuestra huella, no solo para poder aprovechar estos desajustes a corto plazo, sino a largo plazo, cuando piensas en las necesidades de balanceo operativo que tendrán esos grandes centros de demanda, la capacidad de inyectar gas en almacenamiento y también de retirar del almacenamiento de forma bastante rápida será fundamental para sus operaciones. Y ahí es donde creemos que nos diferenciamos bastante bien, con más de 700 Bcf de almacenamiento en juego y buscando expandir mucho más desde el punto de vista de la huella operativa. Operador: Nuestra próxima llamada es de Michael Blum de Wells Fargo. Michael Blum: Iba a preguntar todas mis preguntas de una vez, si está bien. Así que, primero, la pregunta es sobre la asignación de capital, y realmente abarca Momentum, este acuerdo y Western Gateway. El núcleo es que tenéis importantes oportunidades de inversión en gasoductos con múltiplos de inversión de 6x o mejores. Entonces creo que abordaste las sinergias estratégicas en Momentum. Pero en Western Gateway, ¿es justo suponer que el retorno de este proyecto tendrá que competir con vuestras inversiones en gasoductos? Y luego la segunda pregunta es sobre Western Gateway específicamente: ¿puedes aclarar que, si pierdes cualquier EBITDA por sacar un gasoducto existente de servicio para este proyecto, eso se reflejará en la economía general del proyecto? Kimberly Dang: Está bien. Claro. Entonces creo que tu primera pregunta es: ¿miramos Western Gateway igual que miramos los proyectos de gas natural? Y yo diría que no hay cambios en nuestra estrategia de asignación de capital. Seguimos apuntando a retornos ajustados por riesgo en el mismo rango que siempre hemos tenido. Y así sí, compite con el gas natural. Entonces no hay cambios en ese enfoque. Preguntaste sobre si —permíteme decirlo así— vamos a invertir capital adicional y vamos a obtener EBITDA incremental, y eso se logrará con un retorno atractivo para poder hacer este proyecto. David Michels: Mike, solo para aclarar una cosa. Estamos comprando el oleoducto del monumento, no el momentum. Operator: Nuestra siguiente persona que llama es Jean Ann Salisbury, de Bank of America. Jean Ann Salisbury: Tenía una pregunta similar a la de Manav sobre las fechas de inicio escalonado del Trident. Como mencionaste, hay cierta preocupación de que los gasoductos que salen del Permian vayan a entrar en funcionamiento mucho antes que los gasoductos para llevarlos más al este, como Trident. Así que mi pregunta es: si hay demanda de más del 30% de ese gas en Trident en 2027, ¿podrían entregarlo? ¿O realmente es que ese es el ritmo al que ustedes van a poner en marcha Trident, si tiene sentido? David Michels: Sí. Quiero decir, Trident entrará en la primera fase, en el primer trimestre de 27. Ese es el calendario. Y por lo tanto no hay gas avanzado que pueda cruzar hasta que ese ducto esté en funcionamiento. Jean Ann Salisbury: Disculpe, me refería a que a lo largo de 2027, si hay más demanda que solo el 30% al que se refirieron en el comunicado de prensa. demanda para el 100% del mismo, por ejemplo, ¿eso es algo que podrían entregar o es más bien una restricción aguas abajo? Kimberly Dang: Hoy, hay cierta capacidad incremental en comparación con lo que moveríamos en el 27. Jean Ann Salisbury: De acuerdo, eso tiene sentido. Y entonces mi otra pregunta era sobre la expansión de NGPL de 550 MMcfe en el Panhandle. Eso parece ser bastante gas. Y me preguntaba si básicamente es toda una demanda impulsada por la demanda de servicios públicos en esa zona o si es parcialmente el empuje de la oferta desde el Permian, que se está trasladando a otros gasoductos después de NGPL? David Michels: Te refieres a la expansión de Amarillo. Sí. Sí. Así que esa es una demanda impulsada por el mercado, impulsada por energía. Operator: Nuestra siguiente llamada es de Keith Stanley, de Wolfe Research. Keith Stanley: Quería dar seguimiento a Western Gateway y, bueno, supongo que cómo están pensando el proyecto. Entonces, primero, solo para confirmar: ¿ustedes estarían aportando todo el gasoducto SFPP a la JV? Creo que son como 350 millones de dólares de EBITDA. Y luego, sobre los retornos, cómo lo están viendo: ¿lo consideran solo como un retorno de la contribución en efectivo que harían a la JV? ¿O también tienen en cuenta que efectivamente están mejorando el valor del activo con nuevos contratos a largo plazo y una fuente de suministro más competitiva? Kimberly Dang: De acuerdo. Entonces no es todo el sistema SFPP. Es lo que llamamos la línea East, que va de Amarillo a Phoenix, y es la West — y la West line, que ahora mueve producto de California a Phoenix — o sea, perdón, de El Paso, dije Amarillo, El Paso a Phoenix en la East Line. Y esas son las líneas que se están aportando a la JV. Hay activos adicionales de SFPP en California que no se van a aportar. Y luego, con respecto a tu segunda pregunta, repites lo del EBITDA? Keith Stanley: Solo los retornos: ¿lo ven solo como un retorno efectivo sobre su contribución a la JV, o también incorporan la mejora del proyecto? Kimberly Dang: Bueno, es decir, la forma en que lo pensamos es: ¿qué efectivo estamos aportando y qué efectivo estamos recibiendo de vuelta versus cualquier cosa a la que quizá estemos renunciando? Y así que lo vemos como un retorno incremental sobre nuestro capital. Y se basa en un IRR. Así que no es solo cuál es el efectivo sobre efectivo del año 1, y lo vemos como un IRR completo del proyecto. Keith Stanley: Entendido. Segunda pregunta sobre el trimestre sólido. ¿Algún detalle sobre el impacto que tienen los diferenciales del gas del Permian en el negocio? ¿Es de un dígito en millones, decenas de millones, cientos de millones? ¿Y luego algún impacto específicamente del invierno storm fern que quieran señalar? Kimberly Dang: Quiero decir, diré un par de cosas. El canal de envío Waha-Houston, sí tiene algún beneficio modesto para nosotros. Pero nuestra preferencia y práctica, para ese asunto, ha sido vender capacidad de transporte a nuestros clientes en una base de largo plazo. Y, por lo que yo diría en general sobre las tormentas de invierno, lo que sucede es que hay un pico en la demanda y, por lo tanto, los servicios que ofrecemos a nuestros clientes aumentan su valor. Y, tanto si se trata de servicios de almacenamiento como de servicios de transporte, cuando tienes aumentos en los niveles, tienes alta volatilidad y tienes un sistema que funciona con las utilizaciones altas de las que hablábamos, eso solo crea oportunidades para nosotros. Y entonces creo que eso es lo que estás viendo en los resultados del primer trimestre. Operador: Nuestra siguiente persona que llama es Olivia Foster, de Goldman Sachs. Analista desconocido: Quería empezar con el conjunto de oportunidades de transporte de gas en el futuro. Cuando pensamos en los distintos proyectos que están en discusión comercial y en la cartera “shadow backlog”, entiendo que la mayor parte de las oportunidades se relacionan con el crecimiento de la demanda de energía. ¿Hay alguna manera de enmarcar otros detalles sobre el tamaño general o el alcance de estos proyectos y potencialmente también las geografías desde las que están viendo la mayor demanda? Vimos varios proyectos avanzar hoy, pero ¿cuáles... Kimberly Dang: Puedo describirlo de forma genérica. No creo que realmente vaya a responder a tu pregunta si te lo describo de forma genérica. Y—la razón por la que no damos más detalles sobre eso es porque la mayoría son situaciones competitivas. Y así, queremos asegurarnos de que, cuando comuniquemos antes de que—antes de que estos proyectos queden cerrados, no digamos algo que nos cause un perjuicio competitivo. Pero en general, es decir, lo que hay en el conjunto de oportunidades del proyecto más allá de la cartera, hay mucho relacionado con energía y también un poco de LNG. Hay algo de industrial, y abarca todo el sur de Estados Unidos. Así que hay oportunidades que van desde Arizona hasta Florida. Richard Kinder: Yo agregaría que es fundamental entender, como estoy seguro de que tú también sabes, que nuestra red de ductos se relaciona muy bien geográficamente con dónde están los principales impulsores de demanda en este país. Así que creo que estamos enormemente favorecidos por el tamaño de nuestra participación y la ubicación de nuestros ductos. Analista desconocido: Ese color es muy útil. Aprecio los detalles. Quizá para mi segunda pregunta, me gustaría preguntar por un momento sobre el panorama macro. ¿Están viendo alguna señal de cambios en los volúmenes en su sistema como respuesta a precios más altos de las materias primas, ya sea desde una perspectiva de G&P o potencialmente de producto refinado? Kimberly Dang: Los productos refinados en el trimestre bajaron un poco, pero no creemos que sea una función de precios más altos. Como dije antes, no creemos que los precios más altos todavía estén teniendo un impacto notable en el consumidor, pero eso es algo que seguiremos vigilando. Y luego, con respecto a los volúmenes de G&P, la mayor parte de lo nuestro es gas en el lado de G&P. Esos volúmenes subieron bien en el trimestre. Subieron 15% en el trimestre. Y nuestros volúmenes de KinderHawk en Haynesville subieron 34%. Así que bien ahí. Nuestra posición de recolección de crudo está principalmente en Bakken, y está yendo bien. Continental redujo las plataformas antes de que terminara este año, pero los precios están mejor. Y así que esperamos que, en algún punto, algunos de nuestros productores puedan aumentar las plataformas, pero no hemos visto eso hasta la fecha. Operador: Nuestra siguiente persona que llama es Jeremy Tonet, de JPMorgan. Jeremy Tonet: Solo quería volver a lo del seguimiento de más de 3% por encima del presupuesto. Y quería precisar eso y ver cuánto de eso es, más bien, de una sola vez frente a si es recurrente. O sea, si estamos pensando en el futuro para 2027, ¿deberíamos pensar en cuánto de ese 3% volvería el próximo año de manera regular, en comparación con que sea de una sola vez? Kimberly Dang: Bueno, creo que con respecto a la recompra de terminales, obviamente, eso es algo que ocurre en parte de una sola vez. Y luego, con respecto al resto, creo que va a ser una función de, en cierta medida, los precios de las materias primas, porque en el margen obtenemos algún beneficio de los precios de las materias primas. Y también de si habrá inviernos en el futuro.Así que, en la medida en que estés obteniendo un buen clima invernal, el sistema va a seguir ajustado durante un tiempo. -- nuestro activo -- el valor que nuestros activos aportan a nuestros clientes seguirá siendo sólido en esas situaciones. Jeremy Tonet: Entendido. Así que es justo pensar en ese nivel de contrato, como el clima que ocurre una sola vez, cómo se desarrolló y los precios de los productos básicos, ¿son más o menos los principales impulsores ahí? Kimberly Dang: Sí. Quiero decir, creo que los volúmenes en CO2, los volúmenes de producción, están aumentando. Eso está bien. Y la RNG funcionó mejor. Creo que ya habíamos pasado por eso. Entonces el negocio basado en productos está muy estable y va bien. Así que creo que el negocio base se está desempeñando muy bien. Y luego tienes esta mayor demanda, esta mayor volatilidad y estos mayores precios de los productos básicos que, en el margen, están impulsando un desempeño extraordinario. Jeremy Tonet: Entendido. Y en realidad, solo quería dar un paso atrás. No hemos escuchado mucha conversación sobre captura de carbono en algún tiempo. Y solo quería ver en el mercado: ¿ven alguna demanda para eso? ¿O es que más o menos se ha ido por completo en este punto? Kimberly Dang: Yo diría que, en su mayor parte, se ha ido en este punto. Estamos viendo algunas cosas, pero diría que en gran medida se ha ido en este punto. Pero diría que aquí tenemos la experiencia. Y si la oportunidad se presenta de nuevo, y podemos hacerlo con base económica, entonces es algo que analizaremos. Operator: Nuestra próxima llamada es de Elvira Scotto con RBC Capital Markets. Elvira Scotto: Dado dónde están ahora los precios de los productos básicos, ¿podrías revisar tu estrategia de cobertura de petróleo y cómo estás planificando cubrirte durante el próximo año o algo así? Kimberly Dang: Sí. Quiero decir, estamos cubiertos al 90% para el resto de este año. Y creo que nuestro movimiento de 1 dólar en precios equivale a un poco menos de 4 millones de dólares. Creo que es como 3.5 millones. Y luego el año que viene, estamos como 70%, 75% cubiertos, para estar cubiertos al 76% para 2027. Así que -- y creo que es aproximadamente a 65, más o menos 60 dólares el barril. Y entonces nuestra estrategia de cobertura es -- se mantiene igual en términos de, en el corto plazo, intentamos cubrir una gran mayoría, diría, 80 y más por ciento del año en curso. Y normalmente, para cuando entramos en el año, estamos cubiertos al 90%. Y luego, con respecto al año 2, lo cubrimos -- más de eso a medida que nos acercamos. Y así que creo que, en este punto, estar cubiertos entre 70% y 76% para 2027 es consistente con cómo lo hemos hecho históricamente. Los años 3 en adelante, normalmente esperamos para realizar algunas coberturas adicionales porque parte de tu estructura de costos está impulsada por el precio de los productos básicos. Y así queremos asegurarnos de emparejar esas dos cosas. Entonces, flujo de caja muy estable en el corto plazo, no grandes cantidades de exposición a productos básicos -- no grandes cantidades de exposición, algo de exposición en el margen, creo, es donde queremos estar. Richard Kinder: Y, por supuesto, en la medida en que superemos nuestro plan, esos porcentajes se basan en los volúmenes planificados. Y en la medida en que, como dijimos antes, estemos impulsando -- teniendo un año muy bueno en cuanto a volúmenes, y los venderemos en el mercado abierto, obviamente. Operator: Nuestra próxima llamada es de Jason Gabelman con TD Cowen. Jason Gabelman: Quería volver primero a Western Gateway. Y supongo que tengo 2 preguntas de aclaración ahí. Una: ¿está en tu cartera de proyectos? Sé que hasta este punto no lo ha estado, pero quiero confirmar que todavía no está ahí. Y dos: al pensar en los pasos que necesitan completar para tomar la decisión final de inversión (FID) del proyecto, ¿dirías que son menos difíciles que completar la temporada abierta? ¿O todavía ves una cantidad razonable de riesgo de que este proyecto no llegue a buen término? Kimberly Dang: De acuerdo. Con respecto a la primera pregunta, no, no está en nuestra cartera de 10.1 mil millones de dólares. En general no ponemos proyectos ahí hasta que estén aprobados y con FID-ed, como ustedes quieran pensarlo. Pero -- y luego dejaré que Mike hable sobre si -- lo que él cree es lo más difícil. Michael Garthwaite: Sí. Creo que al entrar en estos -- a medida que salen con una temporada abierta, hay mucho que entender en el mercado. Y creo que probablemente esa fue la parte más difícil. Al mirar hacia adelante para ejecutar y llegar al FID, por supuesto, están los aspectos regulatorios que tenemos que considerar. Pero tenemos experiencia en todos los estados en los que operamos. Tenemos experiencia con esos reguladores y tenemos confianza en impulsar eso hacia adelante. Jason Gabelman: Entendido. Excelente. Y mi seguimiento es solo sobre los comentarios relativos al crecimiento futuro y, en cierto modo, la perspectiva más constructiva para la demanda de gas en este país. Y usted está hablando de ver, más bien, un crecimiento agresivo en su búsqueda de crecimiento adicional. Si pensamos en el gasoducto del Permian hacia el oeste que no ganaron, ¿hubo alguna lección aprendida en ese proceso que vaya a aplicar al competir por oportunidades de crecimiento futuro en este país, particularmente cuando piensa en la posición competitiva de la base de activos? Kimberly Dang: Creo que abordamos ese proyecto de la misma manera que hacemos todos los demás. Y así que no creo que hubiera lecciones específicas aprendidas allí. Operador: Nuestra siguiente pregunta es de Zach Van Everen de TPH. Zackery Van Everen: Tal vez, al pensar en la demanda de gas natural en la Costa del Golfo. Así que me interesa saber cuánta capacidad abierta tienen en NGPL con dirección sur si pudieran conseguir más gas para ese ducto? David Michels: Mire, quiero decir, estamos -- una vez más, ya escuchó que estamos operando con factores de carga muy altos. Quiero decir que creo que toda la “fruta baja” prácticamente ya no está sobre la mesa. Estamos viendo algo de posibilidad de ampliación. Usted ve algunas reservas que salen por ahí. Claramente, estamos trabajando en un conjunto de oportunidades que es bastante sólido en ambas direcciones. Al pensar en el lado de la demanda, piensa en la energía, piensa en la agregación de oferta y en el movimiento para llevar la oferta a los mercados de consumo final, creo que el conjunto de oportunidades ahí es bastante fuerte. Pero en cuanto a capacidad específica, quiero decir, tenemos -- hay tantos bolsillos de capacidad disponibles en el EBB. Está por ahí, si hay alguna, pero me sorprendería que hubiera alguna capacidad significativa en las áreas clave que usted necesita. Zackery Van Everen: Entendido. Eso tiene sentido. Y luego -- en KinderHawk, parece que los volúmenes continúan desempeñándose bien. ¿Ha incorporado ya una parte de esa expansión y cuál es el calendario para el resto del año? ¿Cómo planean poner esa capacidad en marcha? David Michels: Sí. Mire, entonces, una cosa: operamos prácticamente al máximo de nuestras capacidades, y estamos -- los volúmenes están ahí. Todavía -- todavía no hemos incorporado la expansión, pero planeamos incorporarla conforme la vamos añadiendo durante el resto del año para agregar un Bcf incremental de capacidad de procesamiento, y estamos en camino de hacerlo. Operador: Y en ese momento, me está mostrando que no hay más preguntas. Richard Kinder: De acuerdo. Muchas gracias a todos. Operador: Gracias. Esto concluye la conferencia de hoy. En este momento puede desconectarse.