Phillips 66

Operador: Bienvenidos a la Llamada de Resultados del Primer Trimestre de 2026 de Phillips 66. Soy Rob, y seré su operador para la llamada de hoy. [Instrucciones del operador] Tenga en cuenta que esta conferencia está siendo grabada. Ahora voy a ceder la palabra a Sean Maher, Vicepresidente de Relaciones con Inversionistas y Economista Jefe. Sean, puede comenzar. Sean Maher: Hola a todos. Buenos días, y gracias por unirse a la Llamada de Resultados del Primer Trimestre de 2026 de Phillips 66. Los participantes de la llamada de hoy incluirán a Mark Lashier, Presidente y CEO; Kevin Mitchell, CFO; y Don Baldridge, Midstream y Químicos; Rich Harbison, Refinación; y Brian Mandell, Comercialización y Comercial. La presentación de hoy puede encontrarse en la sección de Relaciones con Inversionistas del sitio web de Phillips 66, junto con información financiera y operativa complementaria. La diapositiva 2 contiene nuestra declaración de puerto seguro. Durante la llamada de hoy realizaremos declaraciones con proyección a futuro. Los resultados reales pueden diferir materialmente de los comentarios de hoy. Los factores que podrían causar que los resultados reales difieran se incluyen aquí, así como en nuestros informes ante la SEC. Con eso, cedo la palabra a Mark. Mark Lashier: Gracias, Sean. Los acontecimientos geopolíticos en Medio Oriente impulsaron una volatilidad sin precedentes en los precios de los productos básicos durante el trimestre. Para ponerlo en contexto, marzo fue el primer mes en el que los movimientos de precio en los principales puntos de referencia de petróleo crudo, productos refinados y gas natural europeo superaron el percentil 95. Ante esta volatilidad, seguimos centrados en la excelencia operativa. Nuestro equipo está ejecutando de forma segura y confiable. La mayoría de nuestros activos están en Estados Unidos. Tenemos conectividad de oleoductos con algunos de los corredores de hidrocarburos de menor costo y más confiables del mundo. Esto nos posiciona para suministrar energía de manera confiable y apoyar la demanda global. Debido al cierre del Estrecho de Ormuz, una cantidad significativa de la capacidad global de refinación y petroquímica está baja. Sin embargo, nosotros continuamos operando con alta utilización, suministrando productos a nuestros clientes. Además, tenemos opciones de ubicación global a través de nuestra organización comercial. Este trimestre ha visto un cambio significativo y favorable en los fundamentos del mercado. Primero, la importancia de los hidrocarburos de origen estadounidense ha aumentado debido a la necesidad de diversificación y de acceso a un suministro confiable. Segundo, el tiempo de inactividad no planificado en activos globales de refinación ha reducido inventarios y respaldará los márgenes. Finalmente, la menor producción petroquímica a nivel global debido al tiempo de inactividad y a los precios más altos del nafta ha reducido inventarios y también respaldará los márgenes. Como recordatorio, el 80% de la capacidad de CP Chem está en la Costa del Golfo de EE. UU., con una alimentación de etano competitiva. Los eventos globales recientes muestran la importancia de contar con un suministro energético nacional confiable. Nuestro proyecto del Pipeline Western Gateway abordará las necesidades a largo plazo de productos refinados, mejorará la flexibilidad de suministro y aumentará la confiabilidad para los mercados de la Costa Oeste. Estamos entusiasmados con el futuro debido a la fortaleza de nuestra cultura de excelencia operativa en la huella de nuestros activos y a una perspectiva fundamental atractiva en todos nuestros negocios. Impulsados por la solidez de nuestro balance, estamos seguros de nuestra capacidad para navegar la volatilidad del mercado y aprovechar oportunidades. Brian compartirá ahora más en la Diapositiva 4 sobre cómo nuestra organización comercial es una de nuestras ventajas competitivas. Brian Mandell: Gracias, Mark. Contamos con una sólida organización comercial con 6 oficinas en todo el mundo. Nuestro negocio mejora nuestra huella de activos al optimizar las materias primas, entregar productos al mercado y capturar valor. Aprovechamos las desalineaciones geográficas y convertimos la volatilidad en oportunidad. . Con nuestra experiencia en la dinámica de los mercados globales, estamos por delante del juego; tenemos un modelo de comercialización respaldado por activos y podemos aprovechar nuestra huella física para aprovechar oportunidades. Operamos con más de 6 millones de barriles de hidrocarburos líquidos todos los días. Esto crea opcionalidad y valor económico. Los mercados están en constante cambio en este momento y es probable que la volatilidad persista hasta el próximo año. Las disrupciones recientes han creado múltiples oportunidades. Por ejemplo, transportamos crudo Bakken a nuestro terminal de Beaumont, en la Costa del Golfo de EE. UU., y luego, aprovechando la exención de la Ley Jones, lo llevamos a nuestra Refinería Bayway. Sustituimos los crudos internacionales por grados nacionales en nuestro sistema de refinación y vendimos los barriles internacionales en mercados internacionales ajustados. Colocamos gasolina procedente de nuestras instalaciones comerciales de mezcla en la Costa del Golfo de EE. UU. en la Costa Oeste utilizando la exención de la Ley Jones. Aprovechamos nuestra huella global para entregar GLP y nafta producidos en nuestro hub de Sweeny a clientes globales de petroquímica en todo el mundo. El desempeño comercial se incluye en los resultados de nuestros segmentos operativos. Mejorar sus márgenes y aumentar la captación de mercado. Pasemos a la diapositiva 5. El reciente shock del sistema energético global ha sido generalizado. La capacidad de refinación ha sufrido daños, la logística se ha reconfigurado y han cambiado las rutas de arbitraje. Estamos observando estos y otros indicadores de cerca para capturar valor adicional. Los diferenciales entre los índices globales y los mercados físicos se han disparado y los mercados a futuro están fuertemente con fechas anteriores (backward dated). Esta dinámica refleja balances ajustados de crudo global. El panorama para los mercados de productos parece aún más ajustado y esperamos que los márgenes de refinación sean favorables durante el resto del año. Nuestro análisis de mercado, nuestras capacidades comerciales y nuestra huella global nos permiten optimizar el flujo de moléculas a través de nuestro sistema. Nuestro equipo maximiza el incremento de margen en toda nuestra cadena de valor. Aquí hay 2 ejemplos de cómo estamos optimizando nuestro sistema. Primero, hemos agregado unas dos docenas de originadores en todo el mundo. Hablan el idioma. Conocen la cultura y saben cómo conseguir acuerdos que desbloquean más valor y opciones, proporcionando acceso a largo plazo a mercados globales clave. Segundo, hemos triplicado nuestros buques en fletamento a tiempo en los últimos 2 años, asegurando aproximadamente la mitad de nuestro plan de crudo por vía marítima. La flota mundial de petroleros se ha ajustado, con disponibilidades limitadas en el mercado spot y una gran proporción de buques sancionados. Esto ha provocado que las tarifas de flete aumenten hasta niveles históricos: al asegurar nuestras tarifas de flete con antelación, reducimos el costo del crudo para nuestras refinerías. Optimizamos alrededor de nuestras refinerías, oleoductos y terminales para asegurarnos de que estamos aprovechando cada molécula y generando valor adicional a partir de nuestro conocimiento fundamental de los mercados globales. Respaldados por activos de clase mundial, encontramos oportunidades y volatilidad para ofrecer un mayor valor para los accionistas. Ahora daré la llamada a Kevin. Kevin Mitchell: Gracias, Brian. En la diapositiva 6, las utilidades reportadas del primer trimestre fueron de 207 millones de dólares, o 0.51 dólares por acción. Las utilidades ajustadas fueron de 200 millones de dólares, o 0.49 dólares por acción. Como resultado del fuerte aumento en los precios de las materias primas durante el primer trimestre, los resultados financieros de la compañía se vieron afectados por pérdidas de valuación a mercado (mark-to-market) de 839 millones de dólares relacionadas con posiciones cortas de derivados utilizadas como coberturas económicas para gestionar el riesgo de precio en ciertas posiciones físicas. Tuvimos un uso de flujo de efectivo operativo de 2.3 mil millones de dólares. El flujo de efectivo operativo, excluyendo el capital de trabajo, fue aproximadamente de 700 millones de dólares. El gasto de capital del trimestre fue de 582 millones de dólares. Devolvimos 778 millones de dólares a los accionistas, incluidos 269 millones de dólares en recompras de acciones y 509 millones de dólares en pagos de dividendos. Aumentamos el dividendo trimestral 7% sobre una base anualizada. Ahora cubriré los resultados por segmento en la diapositiva 7. Las utilidades ajustadas totales de la compañía fueron de 200 millones de dólares. Los resultados de Midstream disminuyeron principalmente debido a menores volúmenes, en gran medida por los efectos de la quema (burn) por tormenta invernal, menores márgenes asociados con la renegociación (recontracting) de clientes y depreciación acelerada asociada con una planta de gas en la Cuenca Pérmica. En Químicos, los resultados aumentaron principalmente debido a márgenes de polietileno más altos. En refinación, comercialización y especialidades y combustibles renovables, los resultados disminuyeron principalmente debido a impactos de valuación a mercado (mark-to-market).En Corporate and Other, la pérdida antes de impuestos aumentó principalmente debido a la inclusión de los costos asociados con el desmantelamiento y la remodelación del sitio de la refinería de Los Ángeles inactiva. La diapositiva 8 muestra el flujo de caja del trimestre. Comenzamos el trimestre con un saldo de caja de 1.1 mil millones de dólares. El flujo de caja de las operaciones, excluyendo el capital de trabajo, fue de aproximadamente 700 millones de dólares. Hubo un uso de 3 mil millones de dólares de capital de trabajo, principalmente reflejando una acumulación de inventarios y un aumento del efectivo en garantía en efectivo de posiciones de derivados, parcialmente compensado por el beneficio neto en nuestras posiciones de cuentas por pagar y cuentas por cobrar asociado con el alza de los precios de los productos básicos. Financimos 582 millones de dólares de gasto de capital y devolvimos 778 millones de dólares a los accionistas mediante recompras de acciones y dividendos. Nuestro compromiso de devolver más del 50% del flujo de caja operativo neto a los accionistas sigue sin cambios. La compañía aumentó la deuda en el primer trimestre. Dado el fuerte aumento en los precios de los productos básicos, emitimos un préstamo a plazo y aumentamos los préstamos en facilidades de corto plazo para gestionar los requisitos de margen de liquidez. Finalizamos el trimestre con 5.2 mil millones de dólares en efectivo. Estamos bien posicionados para gestionar una mayor volatilidad de precios de productos básicos a través de una liquidez significativa, incluido un alto saldo de caja y el efectivo generado por las operaciones. La diapositiva 9 muestra la trayectoria proyectada desde el nivel de deuda actual hasta la deuda para el cierre de 2026 y 2027. Seguimos completamente comprometidos con un saldo total de deuda de 17 mil millones de dólares para el cierre de 2027. El consenso de flujo de caja de las operaciones para 2026 y 2027 es de aproximadamente 8 mil millones de dólares. En el resto de 2026, esperamos que el flujo de caja operativo, los beneficios del capital de trabajo y la reducción de los saldos de caja a medida que los mercados se estabilicen nos permitan reducir la deuda a aproximadamente 19 mil millones de dólares. En 2027, esperamos que el flujo de caja operativo nos permita reducir la deuda en otros 2 mil millones de dólares hasta 17 mil millones de dólares. Esto es consistente con el marco de asignación de capital que hemos establecido previamente, con aproximadamente 2 mil millones de dólares cada uno para dividendos, recompras de acciones, gasto de capital y reducción de deuda. De cara al segundo trimestre en la diapositiva 10. En Chemicals, esperamos que la tasa de utilización global de O&P esté en los bajos 80, impulsada por la incertidumbre sobre los niveles operativos de las empresas conjuntas de CPChem en Oriente Medio. En Refining, esperamos que la tasa mundial de utilización de crudo esté en los bajos a mediados de los 90. Se espera que el gasto de parada (turnaround) esté entre 120 millones de dólares y 150 millones de dólares. Anticipamos que los costos corporativos y otros estarán entre 430 millones de dólares y 450 millones de dólares. Pasemos a la diapositiva 11. Mark presentará ahora algunas reflexiones finales. Luego abriremos la línea para preguntas. Mark Lashier: Grandes cosas suceden cuando la preparación se encuentra con la oportunidad. El entorno actual es favorable en todos nuestros negocios. Nos hemos preparado enfocándonos con determinación en lo que controlamos: el costo, la cultura, la competitividad y el capital con disciplina, todo al servicio de operaciones seguras y confiables que generen sólidos retornos para los accionistas. Nuestros equipos están rindiendo, y estamos intensificando y aprovechando esas oportunidades. completamente preparados, completamente comprometidos para ejecutar y ganar cuando ganamos, usted gana. Operator: [Operator Instructions] Steve Richardson de Evercore ISI. Stephen Richardson: Me preguntaba si podría comenzar con los ajustes de valuación a valor de mercado (mark-to-market) y si podría darnos algo de contexto sobre algunos de estos impactos por segmento, si puede. Y sé que lo abordó en el 8-K, pero si pudiera profundizar un poco en cómo la volatilidad que observaron estuvo fuera de los rangos de las expectativas. ¿Y también puede asegurarse de abordar cómo piensa sobre ese aumento en la liquidez, qué significa de cara al futuro? ¿Y si eso—cualquier impacto que pueda tener en sus compromisos de retorno para los accionistas? Kevin Mitchell: Sí, Steve, soy Kevin. Permítanme revisar con más detalle algunos de esos aspectos.Así que, tal como lo expusimos en el primer trimestre, vimos una pérdida de 839 millones de dólares de mark-to-market procedente de un estado de resultados que afectó a la refinación de M&S y a las renovables, y las cantidades específicas por segmento se detallaron en el comunicado de prensa. . Esto es, en términos generales, coherente con lo que publicamos en el 8-K. Dijimos aproximadamente 900 millones de dólares. En ese punto, esa era nuestra mejor estimación en ese momento. Y por eso creo que es importante dejar claro que estos son impactos mark-to-market en papel de coberturas que tenemos implementadas para compensar las compras físicas; esas compras son mark-to-market al cierre de cada mes, pero el inventario físico no lo es. Y así, hay un impacto neto a través del estado de resultados. Creo que es importante recalcar que hacemos esto para proteger el valor económico. Esto es una herramienta de mitigación de riesgos. Llevamos haciéndolo desde hace algún tiempo. Es una práctica estándar. Y en el curso normal, los impactos de estas transacciones mark-to-market simplemente no son tan significativos, no son tan materiales. Pero como Mark mencionó en sus comentarios, vimos una volatilidad sin precedentes en los mercados de materias primas en los que participamos; y en este contexto lo veremos como un impacto desproporcionado. Al mirar hacia adelante en términos de lo que pueden esperar a futuro, depende mucho de hacia dónde se muevan los precios de las materias primas desde finales de marzo, diría, hasta el final del año. Y si tuviéramos que usar la curva forward al cierre de ayer, recuperaríamos para finales del año, aproximadamente 500 millones de esos 893 millones. Y es un cálculo materia por materia, trimestre a trimestre. Así que, con base en la curva forward, si eso se cumpliera como realidad, eso es lo que verán que vuelve en ese contexto. Desde el punto de vista del flujo de caja, nosotros tenemos —al final del trimestre— un total de 3.2 mil millones de dólares en margen asociado con toda esta actividad. Esto difiere del efecto en el estado de resultados porque hay otros barriles que se marcan, donde sí hacemos un impacto correspondiente para reflejar la ganancia física. Y así, tiene más actividad en papel que la que está sujeta al mark-to-market relacionado con el estado de resultados. Ese impacto en caja se recuperará —de 2 maneras—. Uno: directamente en precios a la baja, verán el efecto inverso. Pero, en el curso normal, como esto es un proceso continuo y la volatilidad se calma, consumimos efectivamente ese efectivo a través de una actividad normal de compras. Así que, para dar un poco de contexto, 3.2 mil millones de dólares en margen al final de marzo; al final de ayer era de 2.1 mil millones de dólares, aun cuando los niveles de precio absolutos son bastante similares a los de finales del primer trimestre. Y así, lo veremos bajar a medida que avancemos a lo largo del año. Y luego, al entrar en —qué significa esto en términos de asignación de capital, reducción de deuda, recompras de acciones, panorama general. Y lo cubrí en los comentarios anteriores y en la diapositiva que mostramos en la presentación sobre objetivos de deuda: pensamos que podremos utilizar, entre los beneficios del capital de trabajo y el resto del año, el flujo de caja operativo y, a medida que el mercado se estabilice, no necesitamos mantener tanto efectivo, que es lo que mostramos al final del trimestre y aun así. Pero podemos reducir ese efectivo, llevar la deuda a aproximadamente 19 mil millones de dólares al final de este año y luego a nuestro objetivo de 17 mil millones de dólares el próximo año, todo ello mientras seguimos devolviendo el 50% de nuestro flujo de caja operativo a través de dividendos y recompras y, francamente, usamos estimaciones de Wall Street para la generación de caja en ese cálculo, pero me siento bastante optimista de que haya un potencial al alza también y mantendremos esa postura. Así que, el 50% para los accionistas y el otro exceso solo acelerará la reducción de deuda. Stephen Richardson: Eso es genial. Gracias por la respuesta tan completa, Kevin. Me preguntaba si también puedo ir al punto: hemos visto que están en CPChem. Los consultores tienen los márgenes de la cadena completa al alza, creo que $0.33 en la última verificación para el segundo trimestre.Me preguntaba si podrías hablar sobre lo que estás viendo en tu negocio y tu punto de vista sobre capturar esto con, evidentemente, una tasa de utilización muy alta en la Costa del Golfo de EE. UU. durante el segundo trimestre y el resto del año? Mark Lashier: Sí, absolutamente, Steve. Soy Mark. CPChem está bien posicionada para salir y capturar esos márgenes. Puede haber algunos incrementos contractuales, pero están, desde luego, empujando eso de manera agresiva; has visto cómo la situación de oferta y demanda se ha ajustado de forma dramática con las limitaciones que han surgido en el Medio Oriente. Y además, has visto limitaciones para los productores en Asia que, francamente, algunos países en Asia están desviando selectivamente los hidrocarburos desde la producción petroquímica hacia el uso energético para protegerse. Y eso también ajusta aún más las cosas. Y la curva de costos ha cambiado de forma dramática: como el precio del petróleo ha subido frente al etano de bajo costo en Norteamérica, ves subir ese “piso” de precios, lo que impulsa el aumento de los márgenes. Y luego está este factor: antes de Venezuela y antes de las actividades en Irán, China estaba accediendo a un crudo con descuento importante, así que lo convertía en nafta con un descuento importante y luego volcaba ese polietileno al mercado mundial. Creemos que en algún punto entre una ventaja de $0.05 y $0.06 por libra frente a lo que debería haber sido la curva de costos. Ahora eso se ha eliminado con las cosas que han estado ocurriendo. Y así, es algo muy constructivo para CPChem. Pueden operar desde la Costa del Golfo de EE. UU. a tasas altas y con más del 80% de su capacidad en EE. UU.; tienen acceso a materias primas de etano con ventaja que han estado—que el costo de esa materia prima ha sido estable frente a lo que ha estado ocurriendo en el resto del mundo. Así que están muy bien posicionados para salir y capturar esos márgenes. Operador: Neil Mehta de Goldman Sachs. Neil Mehta: Sí. Mark y equipo, el número destacado de este trimestre fue realmente la captura del mercado mundial, que subió hasta el 138%. Y quizá puedan traer esto a la vida un poco. ¿Qué—pueden darnos un par de ejemplos de dinámicas que impulsaron específicamente esa fortaleza? Y luego, cuando pensamos en una tasa de captura de mercado de “ciclo medio”, ustedes han hablado de tipos de utilización de mediados de los 90. Creo que hay muchos inversores en la llamada que pensaban que el 2T podría ser más bajo que ese número de mediados de los 90, solo por la retrogradación en la curva. Y su perspectiva de si eso en realidad es alcanzable a medida que nos preparamos para el 2T. Kevin Mitchell: Sí, Neil, es una gran pregunta. Brian—estuvo bastante modesto en sus comentarios iniciales, pero nosotros siempre hablamos de la opcionalidad y de crear opcionalidad, y lo que él y su equipo comercial demostraron en el 1T fue aprovechar esa opcionalidad. Si piensas en mover el crudo Bakken hacia Nueva Jersey sin usar un tren y aprovechando la logística de transporte que tienen al menos por adelantado. Así que tenemos una ventaja frente al transporte usando las exenciones de la Ley Jones, todas esas cosas se alinearon para que Brian y su equipo pudieran aprovechar plenamente eso y así impulsar eso. Y eso fue lo que impulsó ese número de captura bastante notable, y estamos realmente orgullosos de lo que han estado haciendo. No estaban sentados viendo el mundo en una crisis. Estaban—estaban moviendo cosas para aprovechar la opcionalidad que hemos creado y que estamos preparados para. Así que Brian, puedes hablar un poco más sobre en qué han estado sus equipos. Brian Mandell: Y como dijo Mark, con la enorme cantidad de volatilidad en el mercado, con dislocaciones del mercado e incluso con la integración de nuestros negocios, había mucho valor que obtener en el mercado. Solo como algunos ejemplos: obtuvimos ganancias por una posición larga en RIN, incluidas RINs, las que generamos en una instalación renovable RIDEA. Y también pudimos hacer rodar algunas RINs de menor costo de años anteriores hacia este año. Tuvimos resultados realmente sólidos en nuestros negocios de trading en Europa y Asia.Como mencioné antes, y como mencionó Mark, los fletes por fletamentos temporales que contratamos durante los últimos un par de años realmente ayudaron en un mercado de carga elevado. Y redujeron nuestros costos acumulados en nuestras refinerías. Y luego, finalmente, viste algunos diferenciales de productos, como en octano y Jet, que fueron más altos que el indicador. Así que eso también ayudó. Entonces, para darte un poco de contexto, quizá de cara al futuro, si usamos nuestro indicador de refinación, incluye muchos de los impactos ya. Está integrado en el indicador. Históricamente, un promedio del año sería: en el primer trimestre, capturamos — se benefició de todas las oportunidades comerciales que acabo de mencionar. Normalmente, en el segundo trimestre, al inicio de la temporada de verano, pensaríamos en los mediados de los 50, así que al pensar en algunas de las tendencias favorables y desfavorables, tendencias favorables, cosas como la mezcla de butano. Creemos que habrá más mezcla de butano para las exenciones de RVP. Las fuertes caídas de Jet y de octano pueden ayudarnos ahí y generar un valor comercial adicional. Y creo que seguiremos viendo algo del mismo valor que vimos en el primer trimestre. Pero luego hay algunos vientos en contra, como tú dijiste, la backwardation y los impactos en el inventario, e incluso las paradas técnicas si tuviéramos algunas en el segundo trimestre, lo cual afectaría la captación. Así que yo empezaría en los mediados de los 90 y pensaría en cómo crees que se verá el mercado en el segundo trimestre, y luego avanzaríamos desde ahí. Neil Mehta: ¿Es justo decir que los mediados de los 90 es un buen punto de partida, aunque, con base en más [indiscernible] Brian Mandell: Los mediados de los 90 sería un buen punto de partida. . Neil Mehta: De acuerdo. Muy bien. Y entonces, Kevin, ¿puedes volver a la Diapositiva 9, tal vez con un poco más de detalle, porque esto es sobre la respuesta a raíz de que salió el 8-K, y sé que tú y nosotros hemos recibido en las tiendas de PSX que el apalancamiento está bastante elevado? Y creo que parte de eso es que estás manteniendo efectivo excedente. Así que si pudieras dedicar un poco más de tiempo a desglosar esta diapositiva, porque creo que es importante. Kevin Mitchell: Sí. Y ese es un punto realmente importante que hemos logrado, de manera efectiva, desde el punto de vista de la deuda y el efectivo, aumentar el tamaño del balance al pedir prestado más de lo que necesitamos desde una perspectiva normal de día a día, pero estando posicionados en caso de que veamos una volatilidad más extrema y tengamos necesidad, por ejemplo, de llamadas de margen en el caso de aumentos significativos de precios. Parece que, desde el final del primer trimestre, esa dinámica se ha calmado un poco. Quiero decir, los mercados siguen fluctuando. Pero hemos estado en este rango, si miras el crudo, entre aproximadamente $90 y $110 durante ese período. Y entonces nuestra expectativa es que, a medida que las condiciones del mercado se estabilicen, podremos reducir ese efectivo. Y claramente, eso tendrá un efecto compensatorio en la deuda. Del mismo modo, en el capital de trabajo. Tuvimos un gran uso de capital de trabajo en el primer trimestre. Esperamos que eso se recupere más que suficientemente a lo largo del resto del año, a través de la combinación de tendencias anuales normales. El primer trimestre suele ser un uso de capital de trabajo para nosotros. Se intensificó por las llamadas de margen de este año. pero esperamos que lo recuperemos y terminemos nuestra proyección con un beneficio leve de capital de trabajo para el año — para el año completo. Esa es nuestra suposición. Y luego el flujo de efectivo operativo. Esperamos tener un flujo de efectivo operativo saludable, y eso irá a la reducción de la deuda. Y a medida que avanzas hacia el próximo año, seguimos teniendo ese tipo de $8 mil millones de flujo de efectivo operativo, entonces un par de miles de millones de eso pueden ir a la reducción de la deuda con bastante comodidad. Todo eso nos lleva a nuestro objetivo proyectado de $17 mil millones. Y quiero enfatizar que si vemos una continuación de condiciones de margen sólidas en refinación y químicos, eso mejorará aún más la generación de caja, lo que nos permitirá reducir la deuda más rápido y también habilitarnos para devolver más efectivo a los accionistas. Operador: Manav Gupta de UBS Financial. Manav Gupta: Tengo una pregunta más de tipo teórico. Lo que estoy tratando de entender a fondo, en base a tus comentarios preliminares, se siente como que tu sistema de refinación, que está en los Estados Unidos.En su mayor parte, [empresa] está relativamente aislada de estas perturbaciones primitivas de suministro y de otras cosas que están ocurriendo en el mundo, donde ciertos activos de refinación pueden ser muy buenos, pero no pueden operar. Ustedes están relativamente aislados de estas cosas. Y lo que intento entender es: ¿significa eso que alguien como Philips, o incluso cualquier refinador de EE. UU. en este entorno, está estructuralmente mejor que sus contrapartes globales? ¿Y si ese es el caso, en su opinión, es este el momento para ser alcistas en la refinación en EE. UU.? ¿O es este un momento para un tema bajista en refinación, si pudieran ayudarnos a responder eso. Brian Mandell: Hola, Manav. Tiene toda la razón. Este es el momento para ser alcistas en la refinación en EE. UU. Si observamos lo que ha ocurrido en el mercado, empezó en Asia, pasó a Europa, pero EE. UU. se ha mantenido relativamente aislado por el lado del suministro. Las operaciones de las refinerías son sólidas; la demanda del consumidor es saludable. La producción de crudo es relativamente estable. Y este tipo de situación destaca cómo estamos inmunes a la crisis, aunque no a los precios más altos. Pero en gran medida, nuestro crudo: por ejemplo, en Phillips 66, solo compramos aproximadamente el 1% de nuestro crudo de Oriente Medio. Nuestro crudo proviene en general de Canadá, de EE. UU. y de América Latina. Y, por supuesto, de Canadá y de EE. UU., todo está conectado por oleoducto. Así que estamos en una posición muy, muy buena. Mark Lashier: Y yo añadiría a los comentarios de Brian que, al pensar en las actividades que emprendieron en el primer trimestre, interactúan con el resto del mundo, de modo que pueden moverse y aprovechar el suministro doméstico y empujar las importaciones normales hacia donde los mercados globales están demandando. Y además, por esta gran posición en la refinación de Norteamérica, CPChem es sólido en Norteamérica en petroquímicos y en la cadena de valor del polietileno de alta densidad. Así que todas nuestras líneas de producto, y realmente todos nuestros negocios, tienen vientos a favor en este entorno. Y pensamos que esos vientos a favor persistirán durante un tiempo considerable. Manav Gupta: Estamos completamente de acuerdo. Cambiando rápidamente a -- a veces la gente no olvida que en realidad ustedes poseen una cantidad significativa de capacidad de diésel renovable en EE. UU., nunca entraron realmente en una JV para dividir su capacidad. Los márgenes del diésel renovable fueron negativos. Todo el mundo perdía dinero, pero estamos en un entorno muy diferente. Dada la magnitud de su presencia, ¿sería justo decir que, de un año a otro, ustedes podrían ver una inflexión material en el flujo de caja libre en su negocio de diésel renovable, dado en dónde estamos ahora. Brian Mandell: Bueno, absolutamente. Incluso si solo piensas en el RIN promedio del momento actual, es más del doble de lo que era en 2025. Así que, solo como valor crediticio, ya es significativo. Y nos estamos ejecutando muy, muy bien ahora mismo; de hecho, por encima de la capacidad nominal. Así que deberían ver una diferencia sustancial frente al año anterior. Operador: Doug Leggate de Wolfe Research. Douglas George Blyth Leggate: Brian, me pregunto si podría dirigir esto hacia usted. Entonces, tenemos márgenes extraordinarios, que usted señaló múltiples veces: que están fuertemente retrasados respecto a su fecha y entiendo la pregunta sobre el panorama alcista a corto plazo y la duración, y qué es lo que rompe eso. Y estamos viendo que muchas aerolíneas están recortando capacidad o equilibrando la demanda mediante una disrupción de la demanda; podrías argumentar que es más por restricciones de suministro físicas que por destrucción de la demanda. ¿Cuál es su respuesta a eso en términos de márgenes son excelentes, pero cuál es su visión sobre la duración? Y luego tengo un seguimiento para Kevin, por favor. Brian Mandell: Gracias, Doug. Nuestra visión es que esto va a durar durante el resto de este año y hasta principios del próximo. Si piensas en lo que está ocurriendo, tiene menos que ver con destrucción de la demanda y más con constricción de la demanda, tratando de gestionar la necesidad de productos. Y nosotros lo vemos como una carrera hacia la cima. Estamos observando mercados de alimentos muy ajustados y los precios del crudo siguen subiendo; hoy, $106 en TI, 118 en Brent.Y a medida que los precios brutos suben, los productos tendrán que subir aún más para abrir el margen de refinación y mantener a los refinadores produciendo los productos que el mundo necesita. Está claro que el mundo está ajustado. Y como mencionaste, su jet fuel es lo más ajustado. Así que los márgenes de refinación tendrán que seguir abriéndose. Y vimos eso incluso, por ejemplo, en nuestra refinería europea recientemente, donde observamos que el crack de la gasolina estaba algo débil en comparación con el crack de los destilados, lo que parecía estar frenando a las refinerías europeas. Y de repente, la gasolina, de hecho, hizo un gran movimiento al alza, abriendo márgenes para que los refinadores europeos pudieran producir los productos que necesitan. Así que creo que seguiremos viendo eso durante este año y en la parte inicial del próximo año, incluso si los estrechos se abren en los próximos uno o dos meses. Douglas George Blyth Leggate: 2 Brian, ¿lo tratarías como... ¿lo tratarías de esta manera o como un beneficio extraordinario? Brian Mandell: ¿Cuál era la pregunta? . Douglas George Blyth Leggate: ¿Lo anualizarías? ¿O lo tratarías como un beneficio extraordinario? Brian Mandell: En otras palabras, ¿el margen va a persistir? Sí, creo que vemos que persisten por más tiempo que el cierre de los estrechos. Anualízalo. No sé que estemos en el punto en el que iríamos a anualizar algo, pero lo vemos más que como un fenómeno de solo unos pocos meses. Douglas George Blyth Leggate: Entonces esta es mi pregunta de seguimiento, que es para Kevin. Kevin, tu precio de la acción está un 5% por debajo del máximo, y creo que Mark acaba de decir que no lo anualizaríamos. La oportunidad de cambiar permanentemente este beneficio extraordinario a tu valor patrimonial proviene de la reducción de deuda versus recomprar acciones. ¿Por qué eso no sería la respuesta correcta si de hecho esto es un beneficio extraordinario? Kevin Mitchell: Sí, Doug. Entonces tienes razón en que la reducción de deuda también crea valor patrimonial. Y la reducción de deuda es una prioridad; el objetivo de 17 mil millones de dólares que establecimos allí es un objetivo. Si tenemos una generación de efectivo significativamente excedente, reduciremos la deuda por debajo de ese nivel. No voy a llegar a decir que vamos a detener la recompra de acciones para que todo vaya a la reducción de deuda. Yo creo que lo importante es mantener cierto grado de equilibrio a lo largo del ciclo en la asignación de capital. Hemos sido bastante claros con el retorno del 50%, de los cuales, en los niveles actuales, aproximadamente la mitad es el dividendo y la otra mitad son recompras. Pero a medida que el nivel absoluto de generación de efectivo aumenta, por definición, si reinviertes el 50% de vuelta a los accionistas, esa cantidad creciente también va al balance. Y entonces lo vemos como un equilibrio en todo el conjunto. En este momento, aunque tal vez estemos solo a unos pocos puntos porcentuales de nuestro máximo, aún creemos que hay buen valor en nuestro precio de la acción. Y así, nos sentimos cómodos con ese plan y con la asignación de capital. Operator: Joe Laetsch de Morgan Stanley. Joseph Laetsch: Entonces quería comenzar con el panorama macro, solo considerando dónde están hoy los precios de los productos. ¿Puedes hablar sobre las tendencias de demanda que están viendo dentro de su sistema en EE. UU.? ¿Están viendo algún indicio de destrucción de demanda en gasolina y diésel, pero los niveles de inventario en EE. UU. se han situado en el rango de 5 años o por debajo; en los productos, las cosas empiezan a verse bastante ajustadas. . Brian Mandell: Joe, esto es Brian. No hemos visto mucha destrucción de demanda, probablemente 1% o menos en productos, tanto en gasolina como en diésel. Y luego, en términos de nuestro sistema, en realidad nos ha ido muy bien. Agregamos más de 500 tiendas franquiciadas el año pasado en marketing. Así que, en realidad, estamos viendo mucho valor del buen trabajo que el equipo de ventas ha hecho en marketing. Pero no hemos visto interrupciones en la demanda en EE. UU. Joseph Laetsch: Eso ayuda. Y luego quería preguntar solo sobre el lado de refinación. Así que, las tasas de utilización del 95% en el trimestre fueron sólidas, incluso con algo de mantenimiento y también con impactos de oleoductos de terceros.¿Puedes hablar simplemente con algunos de los factores que explican el desempeño durante el trimestre y, como parte de eso, los costos operativos continúan mostrando una tendencia en la dirección correcta? Y reconozco que hay variabilidad de un trimestre a otro en cuanto a la capacidad de procesamiento y los costos de gas natural. Pero, ¿podrías comentar en qué etapa crees que estás, en términos de los esfuerzos de reducción de costos y el camino hacia los 550 dólares por barril? Richard Harbison: Sí, Joe, soy Rich. Gracias por la pregunta. Sí, primero trimestre; comenzaré con el costo por barril y luego quizás mire hacia atrás algunas de las oportunidades de desempeño regional que vimos el trimestre pasado. El costo por barril en el 1T fue de 6,21 dólares. Eso en realidad es una mejora de 0,80 dólares por barril año contra año. Así que, buen avance en ese frente. Me siento muy satisfecho con lo que el equipo ha logrado allí. Trimestre contra trimestre, como indicabas, fue ligeramente más alto. Y eso se debe principalmente a menos barriles procesados en el trimestre. Y eso fue una combinación de actividades planificadas de mantenimiento y, además, simplemente hubo menos días en el trimestre y en el primer trimestre del año, y eso sí tiene un efecto material. Las entradas totales de proceso bajaron aproximadamente un 2% trimestre contra trimestre. Estacionalmente, el mayor precio del gas natural también fue un factor importante en estos precios, que llegaron hasta todo el camino. Creo que, en promedio, fue de 4,87 dólares por MMBtu en Henry Hub. Lo normalizamos de nuevo al precio anual de gas natural de 3 dólares, que es la base que hemos usado para el objetivo de 5,50 dólares; con eso, el movimiento se ubica en los bajos 5,80 dólares en una base de OpEx por barril. Eso dice que estamos muy dentro del alcance para alcanzar el objetivo de 5,50 dólares por barril en 2027. La organización realmente está trabajando duro. En realidad tienen más de 200 iniciativas que estamos persiguiendo activamente en este momento, y que se prevé que impulsen entre 0,15 y 0,20 dólares por barril por encima de los costos operativos base. Y estos son cambios estructurales en nuestro perfil de costos y continúan una tendencia que hemos iniciado hace ya más de 4 años. Y tal vez un ejemplo de 1 o 2 de estos. Uno de ellos es realmente cambiar nuestro enfoque sobre cómo limpiamos las calderas FCC. No suena como algo muy exótico, pero eso en realidad reducirá nuestro costo anual en más de 3 millones de dólares. Y otro ejemplo es el consumo de ácido en nuestras unidades de alquilación con ácido sulfúrico, y estamos trabajando para ajustar más los controles de proceso y los controles de temperatura en esas — esa estrategia se proyecta para ahorrar otros 2 millones de dólares por año. Así que, vamos acumulando estas victorias, de una en una, en todo el sistema, y el equipo lo ha hecho de manera fantástica. Entonces, en cuanto al componente de cierre, veo que seguimos aumentando nuestra disponibilidad y utilización de los activos, la continua madurez de nuestros programas de confiabilidad, así como algo que he mencionado antes: incrementar nuestras entradas totales de proceso llenando las unidades aguas abajo, detrás de las unidades de crudo, utilizando toda esa disciplina que implementamos del lado de las unidades de crudo para aplicarla a las unidades aguas abajo. Así que esta sigue siendo una historia continua de ejecución, y me siento muy feliz con cómo la organización la está llevando y vemos un potencial adicional en eso. En cuanto a la captura en el mercado y al desempeño regional del negocio, Brian cubrió gran parte de eso generalmente a nivel macro. Pero lo que vimos en el lado de refinación fue que los precios de los fletes entraron un poco más bajos para nosotros en refinación. Y parte de eso es solo la anomalía del precio: tienes precios del mes anterior que entran en las entregas de crudo y un trabajo muy bueno de la oficina europea para capturar resultados sólidos. Y especialmente en el lado de los jets del negocio, los precios del combustible Kerosene están desconectados de manera tradicional, ligados al diésel. En la Costa del Golfo, vimos la misma — una historia similar; la producción de jet allí fue muy alta de un trimestre a otro. Eso es para nosotros, y también fue muy oportuno, ya que los precios de jet se dispararon al salir del área de la Costa del Golfo también.Y luego, en el pasillo central, es donde concentramos gran parte de nuestra actividad de turnaround durante el trimestre. Así que sí vimos que la captación del mercado realmente bajó un poco allí, y eso se relacionó con la actividad de mantenimiento en las instalaciones de Wood River y Borger, además de algunos impactos de mark-to-market que Kevin señaló antes en la llamada. Y por último, pero no menos importante, la Costa Oeste estaba en una situación bastante buena. Como mencionaste, hubo algún impacto con las operaciones de oleoductos de terceros allí que ralentizaron nuestras operaciones en el Noroeste del Pacífico. Pero, salvo eso, el equipo hizo un trabajo fantástico captando el mercado. Operador: Philip Jungwirth de BMO Capital Markets. Phillip Jungwirth: ¿Cómo es que… en midstream, en concreto, cómo cambian los precios más altos del petróleo crudo la forma en que están pensando sobre oportunidades de inversión? Si queda claro que habrá una mayor convocatoria para el shale. Vemos que la empresa pública incrementa el CapEx. ¿Estarían dispuestos a mirar más el crecimiento orgánico aquí? Si es así, ¿qué partes de la cadena de valor serían coherentes con el pipeline GMP de frac o las exportaciones? Y, por último, ¿cuánta sensibilidad hay en torno al objetivo de EBITDA de midstream de 4.500 millones de dólares para fin de año '27 si vemos mayores volúmenes en EE. UU.? Donald Baldridge: Phil, soy Don. Cuando pienso en los precios del crudo y en la actividad. Lo que diría, primero que nada, es que la disciplina de capital y los retornos son muy importantes para nosotros. Quiero decir, ciertamente, a medida que evolucionan las oportunidades, ya sea el crecimiento de volumen en el campo donde podemos añadir capacidad de recolección y procesamiento para servir a nuestros clientes y completar nuestra cadena de valor, definitivamente perseguiremos esas oportunidades. Tenemos planes de crecimiento establecidos. Verán que seguiremos añadiendo capacidad a medida que evolucionen las necesidades del cliente. Creo que eso es el rumbo, la trayectoria, de nuestros planes de crecimiento en midstream. Verán que tratamos de mantener una cadena de valor equilibrada. Con eso me refiero a añadir… capacidad de recolección y procesamiento, asegurarnos de que tenemos la infraestructura aguas abajo, pero también teniendo en cuenta qué capacidades se necesitan en el mercado. De nuevo, volviendo a centrarnos en la disciplina de capital y en centrarnos en los retornos que podemos generar con esas oportunidades de crecimiento orgánico. En cuanto a nuestro objetivo de 4.500 millones de dólares. Nos sentimos muy bien con ese objetivo, con la trayectoria en la que estamos. Desde luego, los fundamentos son sólidos. Sumado a nuestra ejecución y a los éxitos comerciales, nos sentimos muy cómodos con el rumbo en el que estamos, así como con la capacidad de mantener ese crecimiento más allá de 2027. Phillip Jungwirth: Excelente. Y luego, volviendo a Químicos. Cuando se abra el Estrecho, ¿cómo ve la progresión para volver a operaciones normales en CPChem, donde ustedes orientan una utilización menor en el 2T, pero obviamente beneficiándose en el margen en la Costa del Golfo? Y si también pudieran comentar, por favor, sobre la industria en general, también sería de ayuda en cuanto a cómo se vería ese escenario, qué pasos tomar y cuánto tiempo duraría para volver a la normalidad. Mark Lashier: Creo que, en lo que respecta a CPChem, los activos en Medio Oriente que están fuera de operación están en buena forma. La pregunta más grande entonces es la infraestructura más amplia en Medio Oriente y qué desafíos podrían existir. Creo que probablemente haya una urgencia mayor para que el petróleo crudo y los productos refinados se pongan en movimiento y luego la petroquímica podría ser una capa siguiente. Así que creo que el repunte desde el Golfo se quedará un poco rezagado respecto a la recuperación de la energía, y luego verán que el sistema necesita volver a poblar la cadena de inventario, la cadena logística, y eso llevará algún tiempo. Así que creo que verán que esto tenga continuidad. Ahora bien, también tenemos dos grandes proyectos en marcha. Y esos proyectos, el proyecto Golden Triangle en EE. UU. y el proyecto RPP en Qatar, se están ejecutando tal como se espera. Y no ha habido ninguna interrupción en el avance del proyecto LPP. A pesar de lo que está pasando, todos han estado a salvo. todos están haciendo lo que necesitan para que ese proyecto avance.Y esos dos proyectos entrarán en línea plenamente en 2027. Verá que los polímeros del Triángulo Dorado empiezan a poner en marcha operaciones más adelante este año, y están logrando un gran avance. Por eso creo que contribuirán con capacidad en un momento en el que realmente se necesitará con urgencia, creo. Así que habrá un buen progreso desde múltiples dimensiones para CPChem a medida que esta crisis se vaya resolviendo. Operador: Lloyd Byrne de Jefferies. Ejecutivo desconocido: Mark, Kevin, equipo, gracias por invitarme. ¿Puedo empezar respondiendo a la pregunta de Neil sobre la captura? Y sé que comentaste lo bien posicionada que está tu capacidad de transporte, pero ¿cómo afecta eso a la captura del segundo trimestre o quizá incluso al tercero, si las tarifas siguen como hasta ahora? Brian Mandell: Deberías ver un beneficio. Dado que fijamos nuestras tarifas de envío durante los últimos un par de años, y dado que las tarifas de envío están tan elevadas, deberías seguir viendo un beneficio de las tarifas de envío, particularmente en nuestra región de la Cuenca Atlántica. Analista desconocido: De acuerdo. Y permíteme hacer una pregunta de seguimiento: no sé si Don está aquí, pero quizá Mark pueda responder. Puedes comentar sobre Western Gateway y, obviamente, una apertura de temporada (open season) muy buena. ¿Cuáles son los obstáculos que quedan y, en términos generales, el calendario para el FID? Donald Baldridge: Lloyd, soy Don. Aprecio la pregunta sobre Western Gateway. Estamos bastante entusiasmados con el lugar en el que estamos en el proyecto Western Gateway, con el progreso que hemos logrado hasta la fecha y con la situación en la que nos encontramos al final de la segunda open season. La forma en que veo el camino a seguir aquí es completar los acuerdos de la JV con Kinder Morgan, así como ejecutar los acuerdos de transporte con los cargadores (shippers) de terceros. Tenemos un equipo trabajando arduamente para lograrlo. Diría que, con la conclusión exitosa de ese trabajo en los próximos un par de meses, esperaría que estemos en una posición para efectuar el FID de este proyecto a mediados o finales del verano, nuevamente para la fecha de entrada en servicio de 2029. Y una de las cosas que refuerzo sobre el progreso que hemos logrado y lo que hemos aprendido a través de la open season es, realmente, algo doble. Uno, creo que existe un fuerte interés del mercado en tener un nuevo tramo de construcción hacia Phoenix y poder entregar combustibles de transporte confiables y seguros hacia el oeste. Y dos, existe un fuerte respaldo por parte de los grupos, agencias y funcionarios estatales y federales para que este oleoducto esté en servicio lo antes posible. Eso me da mucha confianza en que Western Gateway es el proyecto adecuado en el momento adecuado y que entregaremos los retornos correctos. Operador: Jason Gabelman de Cowen. Jason Gabelman: Sé que reiteraste los 4.500 millones de dólares de EBITDA para midstream en el 1T, obviamente que se movió secuencialmente a la baja, particularmente en el negocio de NGL, trimestre contra trimestre. ¿Puedes ayudarnos a unir esa disminución de un trimestre a otro y recordarnos cómo llegas a esos 4.500 millones, y quizá, dadas Western Gateway y la posible continuidad de la actividad? ¿Qué tipo de potencial al alza ves a partir de esos 4,5 millones? Donald Baldridge: Claro, Jason. Aprecio la pregunta. Y, como resumen, desde el principio, al margen del impacto del volumen por el evento de tormenta invernal earn, estamos exactamente donde yo esperaba estar de cara al desempeño del trimestre 1. Seguimos teniendo mucho éxito comercial, no solo en el crecimiento, sino también en la recontractación, lo cual tiene algún impacto en el 1T y quizá podamos desglosarlo un poco. Cuando pensamos en nuestras renovaciones, somos bastante proactivos en cómo lo hacemos. Tendemos a renovar un año antes de las fechas de vencimiento. Las que se presentaban para este trimestre ya se habían renovado, y lo que fue emocionante de esto es que las renovamos por términos de más de 10 años. Para mí, eso valida el éxito de nuestro servicio al cliente, el éxito de nuestras relaciones con nuestros clientes. Esa ejecución me da mucha confianza en nuestra capacidad para seguir creciendo hacia nuestro objetivo de 4.500 millones de dólares para 2027. Si los fundamentos son sólidos, la ejecución del equipo es fuerte.Y, mientras revisamos con Western Gateway, tanto si hablamos de cierta expansión posterior como cuando analizamos plantas adicionales de gas, eso me da confianza en que podemos sostener esta tasa de crecimiento más allá de 2027. Jason Gabelman: Entendido. Y olvidé preguntar sobre la oportunidad de exportación de ARB de LPG en el entorno actual. Así que, si pudieras simplemente hablar de cómo lo estás considerando. . Unknown Executive: Claro. En el corto plazo, la mayoría de nuestras ventanas ya están comprometidas, ya sea con nuestros clientes a término o por nuestra cuenta, a partir de nuestros time charters, donde hemos tenido éxito es realmente en el mercado de time charter entregado, donde el equipo en Singapur ha podido optimizar las entregas, poder aprovechar la volatilidad, de manera similar a lo que acabas de oír sobre Brian. En general, esto muestra la importancia y la fortaleza de la capacidad de exportación de LPG de la Costa del Golfo. Así que pienso que esto seguirá siendo un buen viento de cola para las exportaciones de la Costa del Golfo, y esperamos que Freeport sea beneficiario de esa perspectiva. Jason Gabelman: Excelente. Y mi seguimiento es solo sobre algunos de los activos que tienen en la Costa Oeste. Uno, dada Western Gateway, ¿hace que Ferndale sea más o menos parte del negocio que antes? ¿Y tal vez pueden hablar también sobre la oportunidad de vender una parte del interés en la planta de diésel renovable, como han hecho sus pares, y dado que ese mercado se ha fortalecido aquí. . Mark Lashier: Sí. Absolutamente. Desde la perspectiva de Ferndale, Ferndale se está integrando bien en el mercado de California, y vemos allí dos cosas complementarias. Están más orientadas al norte de California; Western Gateway es una oportunidad para el sur de California. Y así seguimos viendo vientos de cola fuertes para Ferndale mientras mejoran su capacidad con CARB y combustible de aviación sostenible, así como con el mezclado, y por eso están en una posición sólida y Western Gateway entrará para aportar cierta estabilidad en el sur de California. La otra pregunta sobre renovable, sí, creo que veremos lo que haga el mercado. El activo está funcionando con fuerza. siempre estaríamos dispuestos a considerar cualquier interés, pero es un gran activo, un activo de categoría mundial, funciona como un reloj suizo, y estamos viendo un gran valor de ese activo hoy. Operator: Theresa Chen de Barclays. Theresa Chen: En cuanto a la actividad midstream, con el panorama de precios del crudo que probablemente tendrá un riesgo al alza en el mediano plazo y con la posible reactivación de la actividad en cuencas de segunda categoría, ¿pueden hablar sobre la utilización y la capacidad de expandir su ruta para los activos de NGL que ahora están o pronto estarán conectados a la conversión doble de edad de Kinder, ahora en una superficie de NGL? . ¿Hay un crecimiento renovado, si hay un crecimiento renovado en el gas asociado, ya sea en Bakken o en las Rockies en sí mismas, cuánta capacidad incremental de tubería podrían tener en sus Rockies hacia el sistema NGL de Sweeny? ¿O eso requeriría una inversión significativamente mayor? Mark Lashier: Teresa, aprecio la pregunta. En las Rockies, ahora mismo, de hecho, la producción de nuestra DJ, estamos viendo algunos volúmenes récord. Así que es muy emocionante ver el volumen en esa zona. Y ciertamente, como señalaste, hay oportunidades, ya sea en Powder River Basin o en Bakken, para un desarrollo adicional. Sin duda, tenemos una red de NGL bien posicionada que sale de Colorado y fluye a través de nuestro sistema en múltiples rutas diferentes y alimenta nuestro complejo de Sweeny. Hemos reiniciado recientemente nuestra tubería de NGL de Powder River para poder tomar algunos barriles tempranos de Bakken. Si hay crecimiento en esa zona, ciertamente buscaríamos oportunidades para ampliar la capacidad y poder abastecer los ductos aguas abajo que tenemos desde las Rockies. Así que, desde luego, esa es un área que estamos monitoreando. Theresa Chen: Y en relación con Western Gateway, ahora que el proceso de comercialización ya está hecho, qué rango de CapEx total y esperado para construir múltiples sobre una base del 100%, ¿podrían compartir en este punto, independientemente de cómo se dividirían las economías entre los socios? Mark Lashier: Todavía necesitamos, de alguna manera, revisar algunos de los últimos detalles con nuestro socio en cuanto al alcance y las conexiones con nuestra perspectiva sobre los cargadores. Así que probablemente es prematuro tener esa información ahí fuera, pero estará disponible en breve. Operador: Matthew Blair de TPH. Matthew Blair: Solo una pregunta para mí. ¿Podrían hablar sobre el mercado de crudo canadiense? Parece que WCS Hardisty es uno de los crudos más atractivos ahí fuera. ¿Las caídas más amplias relativas a TI se deben a alguna restricción de oleoductos que salga de Canadá? Y luego, la estructura del mercado que mencionaron antes para los barriles interiores de EE. UU., ¿se aplicaría también a los barriles canadienses? ¿O no se ve afectado por eso? Brian Mandell: Diría que— claramente, los diferenciales entre WTI y WCS se han ampliado para niveles muy ajustados a principios de este año. Ahora, para el próximo mes, están en casi 18 dólares por debajo. Y hay un par de razones. La primera es que los crudos dulces livianos de EE. UU. se están desviando hacia Asia. Y eso está ajustando los crudos dulces livianos y los sour medianos. Y la segunda razón es que los barriles venezolanos en el mercado y también algunas paradas, planificadas y no planificadas, en refinerías han puesto presión sobre los grados pesados. Y así, eso ha ampliado el WTI, el WCS y nuestra visión, es que van a mantenerse amplios durante algún período de tiempo. Estamos en una posición muy sólida con nuestra cartera Mid-Con y con nuestra posición de oleoductos, que es una ventaja competitiva, dada la disponibilidad de crudos canadienses para nuestras refinerías. Y nos beneficiamos de esos diferenciales ampliados, como mencionaron. Y como recordatorio, actualmente nuestra sensibilidad es 140 millones de dólares en ingresos adicionales por cada dólar de ampliación en los diferenciales en las caídas que vengan. Operador: Y esto concluye la sesión de preguntas y respuestas. Ahora pasaré la llamada de vuelta a Sean Maher para los comentarios de cierre. Sean Maher: Gracias por su interés en Phillips 66. Si tienen alguna pregunta o comentarios después de esta llamada de hoy, por favor diríjanse a Kirk o a mí. Gracias y que tengan un excelente día. Operador: Esto concluye la conferencia de hoy. Gracias por su participación. Puede desconectarse ahora.