TotalEnergies SE

Ejecutivo desconocido: Así que bienvenidos a todos a esta presentación de los resultados del año 2025 y el objetivo para 2026. Somos de Londres. Está soleado como el sol para las acciones de TotalEnergies hasta que hablemos. Así que lo veremos después de esta llamada. Y me alegra estar aquí hoy con los miembros del Comité Ejecutivo. Los conocéis a todos, pero no a Catherine. Catherine, si puedes ponerte de pie, que es — ella es nuestra nueva integrante a cargo de las personas y la participación social y de todos los servicios globales; esa es Catherine. Y hay otra persona que está al lado de nosotros y que necesitas conocer: Arnaud Le Foll. Arnaud es nuestro Director Financiero adjunto (CFO). Tendrás la oportunidad de escucharlo hoy. Haremos una presentación en dos grandes partes y para enfocarnos en el medio, para cambiar. Entonces Jean-Pierre presentará la — primero, tendremos, por supuesto, un momento de seguridad. Lo realizará y, yo diría — la parte de Seguridad y Sostenibilidad la hará Nicolas Terraz, nuestro Presidente de Upstream. Luego tendremos a Jean-Pierre, que hará una revisión de los resultados de 2025. Luego 2 pequeños enfoques: uno sobre Namibia por parte de Arnaud, porque Arnaud, antes de ser Director Financiero adjunto, era el responsable de la negociación de Namibia. Así que tengamos la oportunidad de que él — lo escuchemos. Y luego Stephane entrará en un enfoque sobre centros de datos e IA desde — como una vía de negocio para nosotros, pero también sobre lo que hacemos internamente. Así que solo para enfocarnos. Y luego yo tomaré la última parte sobre cuáles son los objetivos para 2026. Así que será — normalmente, si respetamos el cronograma, maduro, debería ser 1 hora, 1 hora y 5 minutos; ya veremos. Pero sed pacientes cuando tengáis tiempo para hacer vuestra pregunta. Así que Nicolas, tienes la palabra para comenzar. Nicolas Terraz: Buenas tardes, a todos. Así que primero, permítanme dedicar un minuto al momento de sostenibilidad. Pensamos que, durante un momento de sostenibilidad, compartiríamos con ustedes una ilustración muy concreta de lo que estamos haciendo para combatir las emisiones de metano. Y para combatir las emisiones de metano, el primer paso es detectarlas. Entonces, lo que hicimos el año pasado es que instalamos en todos nuestros sitios una red de detección y un sistema de monitorización fijo y continuo. Y lo que ven en el material aquí es una imagen o un video tomado en Argentina, en Neuquén, y estamos poniendo en marcha una cámara infrarroja. Y esta cámara infrarroja detectó lo que no era un incendio, sino que es — es metano. Y de hecho, era metano procedente del subsuelo, de un oleoducto, que tenía un orificio pasante; era un fallo muy pequeño y estaba filtrando metano en cantidades bastante moderadas. Pero aun así, se detectó. Esto, por supuesto, se solucionó de inmediato: se excavó el oleoducto y se corrigió la fuga. Pero esto ilustra realmente el papel y el beneficio de la detección permanente de metano para alcanzar casi cero emisiones de metano, que es nuestro objetivo para 2030. Así que ahora pasemos a la seguridad. Entonces, en las diapositivas, ven que estamos — estamos en una trayectoria de mejora continua en seguridad, tanto para la seguridad en el trabajo como para la seguridad de procesos. Para la seguridad en el trabajo, en la parte izquierda de la diapositiva, veis nuestra tasa de lesiones registrables totales, que ha venido disminuyendo continuamente. Y el año pasado estuvimos por debajo de 0,5 eventos por millón de horas-hombre, así que creo que estamos contentos de estar por delante de nuestro grupo de referencia. Donde no estamos contentos, de hecho, es que tuvimos una fatalidad el año pasado. Esto ocurrió en Angola durante la descarga de casings de perforación desde una plataforma de perforación a un buque de suministro; allí, una persona que trabajaba a bordo del buque de suministro fue aplastada por esas tuberías de perforación. Manoj Kumar; tenía 51 años. Estaba casado, tenía 1 hijo y, después del accidente, lo que hicimos es lo que le debíamos: tomar medidas muy firmes para reforzar la seguridad de las operaciones de muelle a bordo de nuestros buques de suministro, colocando más barreras físicas, estructuras de acero para las operaciones de descarga de tuberías, pero también tomando medidas organizativas muy contundentes en términos de supervisión de las operaciones de muelle a bordo de nuestros buques de suministro.Para la seguridad de los procesos en la prevención de los principales riesgos, puede ver ilustrado en la parte derecha de la diapositiva, con la reducción del número de pérdidas primarias de contención en nuestras instalaciones, que han disminuido un 60% desde 2020. Y así, seguimos trabajando en ese frente. Y hoy, más que nunca, queremos asegurarnos de que todas las personas que trabajan en nuestras instalaciones, ya sea personal o contratistas, puedan volver a casa de forma segura, y nuestro objetivo es lograr cero fallecimientos en nuestras operaciones. Ahora paso a las emisiones. Y aquí, ya nos complace que en 2025 hayamos alcanzado e incluso superado todos nuestros objetivos de reducción de emisiones. Así que hablé del metano justo antes. Ahora estamos en un -65% en nuestras emisiones de metano en comparación con 2020; teníamos un objetivo de -60%. Nosotros —como mencioné— estamos monitoreando esto con mucha atención para alcanzar casi cero emisiones en 3 o 4 años. Para los gases de efecto invernadero, al observar nuestras emisiones de GEI de alcance 1 y 2, puede ver que el año pasado, para las operaciones de petróleo y gas, reducimos la emisión en 1 millón de toneladas en comparación con 2024, y tenemos una reducción acumulada del 38%. Además, la evolución gradual de nuestra combinación de ventas está impulsando una disminución de la intensidad de carbono del ciclo de vida de nuestros productos. Es decir, los productos que estamos vendiendo. Y puede ver aquí la cifra: -19% en 2025 frente a donde estábamos en 2015. En el último punto, pero no por ello el menos importante, es que ustedes saben que hemos invertido 1.000 millones de dólares en un programa de mejora de la eficiencia energética durante '23 y '25. Esto está dando resultados. Está dando resultados con una reducción de nuestras emisiones, porque las acciones implementadas a través de este programa dieron como resultado una reducción de 2 millones de toneladas de emisiones equivalentes de CO2 menos. Pero también está dando resultados en términos de dinero, porque este programa ha generado alrededor de 200 millones de dólares al año en ahorros de energía y CO2 a partir de 100 [indiscernible] en nuestras diversas instalaciones. Así que esto trataba de emisiones, o ahora voy a ceder la palabra a Jean-Pierre. Jean-Pierre Sbraire: Muchas gracias. Buenas tardes. Así que presentaré los resultados de 2025 y creo que el principal logro del año. Entonces, ya saben que tenemos una estrategia bastante equilibrada, una estrategia integrada asentada sobre dos pilares: el primero, petróleo y gas; y el segundo, gas y GNL. Repasemos los principales logros de 2025. Empezando con petróleo y gas y, en particular, petróleo. Entonces, pueden ver que pusimos en marcha dos principales áreas de petróleo y gas: una en EE. UU. con Ballymore, y otra, otro desarrollo en aguas profundas en Brasil con Mero-4. Namibia, es un logro muy claro del año 2025. Entrando en el bloque que hasta ahora operaba Galp, apoyando el descubrimiento de Mopane. Al entrar en ese bloque, por supuesto, es un logro muy claro que confirma a Namibia como una nueva, yo diría, provincia dorada para TotalEnergies. Arnaud volverá para darles más detalles sobre eso. Para preparar el futuro, hemos recargado nuestra cartera de exploración. Aquí pueden ver las diferentes geografías en las que somos muy activos en 2025. En el lado del gas y el GNL, Rio Grande. Entonces, nosotros —con el FID— aprobamos el proyecto Train 4 en el proyecto de Rio Grande, con 1,5 millones de toneladas adicionales al año de captación adicional de GNL. Adquisición de intereses adicionales en Malasia. Entonces, ya saben que entramos en Malasia muy recientemente, confirmando la voluntad de TotalEnergies de ser el centro que está perfectamente posicionado para abastecer el mercado de gas en Asia en los próximos años. Y continuando la integración, la integración del gas upstream en EE. UU. con una adquisición adicional de gas seco en la cuenca de Anadarko. Y, además de eso, a finales de 2025, anunciamos el acuerdo con NEO NEXT, de hecho, para fusionar nuestros activos upstream con los de NEO NEXT, creando uno de los mayores actores de petróleo y gas o, los principales actores de petróleo y gas en el Reino Unido, con el objetivo de generar sinergias. Para resumir, sí, crecemos, somos una empresa en crecimiento. Así que aquí pueden ver las cifras de 2025: crecimiento upstream del 4%. Ya saben que las directrices estaban por encima del 3%.Así que estamos en gran medida por encima de la guía. Al mismo tiempo, mantenemos una disciplina. Volveré al CapEx; aquí ve la cifra de OpEx por barril. Así que el mejor OpEx por barril entre nuestros pares: 5 dólares por barril. Por supuesto, es muy importante para nosotros mantener esta ventaja para hacer frente al posible entorno de precios bajos y, muy importante en nuestra opinión, el hecho de que pudimos lograr unas tasas de reposición de reservas probadas del 120%. Eso significa que: nosotros — las reservas, las reservas probadas que tenemos al final del año, al final de 2025, cubrirán 12 años de la proyección de 25. Y el otro pilar, así que energía integrada. Así, otro año de ejecución de nuestra estrategia: más del 20% de crecimiento de la producción neta de energía, tanto procedente de renovables como de CCGT de activos flexibles. Mencionamos aquí 3 logros principales del año. Ya sabes, el acuerdo que firmamos con EPH que, de hecho, acelerará nuestra integración gas a energía en Europa, y que se prevé cerrar a mediados de 2026. Stephane volverá sobre eso. Así que nos alineamos, diría, con la ola creada por los centros de datos, [indiscernible], para firmar 6 teravatios hora por año de PPA con impacto de centros de datos. E implementando nuestro modelo, como sabéis, reciclamos el CapEx, el capital, y así logramos firmar diferentes operaciones de venta parcial (farm down) en el Reino Unido, en Grecia, en Portugal, en Francia en 2025, reciclando el equivalente a 2.000 millones de dólares. Puntuación para 2025: claramente, somos una empresa en crecimiento, entregando nuestros objetivos. Primero, más energía: crecimiento de la energía en términos de producción energética, 5% cuando combinas el crecimiento proveniente de petróleo y gas y el crecimiento de la electricidad. Así, más específicamente, en petróleo y gas, ya mencioné el hecho de que logramos un crecimiento cercano al 4%. Ya sabes que los objetivos estaban por encima del 3%. Y para la producción neta de electricidad, aumentamos la producción en casi 20% entre 2024 y 2025, alcanzando más o menos 50 teravatio hora en 2025. Tasas de utilización en refinación. Entonces, quedó claro que durante el primer semestre, ASC tuvo que afrontar algunos incidentes técnicos, problemas de fiabilidad de algunos de los activos en Francia o en EE. UU. El segundo semestre, esto se ha corregido. Así que, dado este desempeño durante el segundo semestre, ves que globalmente, en conjunto, durante el año completo. Así que las tasas de utilización de refinación estuvieron en línea con los objetivos que teníamos. Las ventas de LNG crecieron un 10% más en comparación con el año pasado, en línea con el crecimiento de la producción. Y finalmente, en este tema, más energía. Así que el crecimiento de renovables en capacidad instalada: 24 gigavatios de crecimiento de capacidad renovable al final del año. Estábamos en 26 gigavatios a finales de 2024. Eso significa que a lo largo de 2025 podemos poner en producción 8 gigavatios adicionales de capacidad renovable en crecimiento, y es el ritmo que necesitamos para lograr 8 gigavatios por año y alcanzar el objetivo que tenemos para 2033. Más energía, menos emisiones. No volveré sobre las cifras porque Nicolas ya las presentó. Solo para resumir: somos capaces de reducir las emisiones, mantener el Alcance 1 y el Alcance 2 en nuestras operaciones, mientras que al mismo tiempo, al ser una empresa en crecimiento, producimos un 5% más de energía en 2025. Más energía, menos emisiones es bueno, pero por supuesto es mejor hacer crecer el flujo de caja libre para ofrecer las devoluciones a los accionistas. Hay, por supuesto, dos impulsores principales. El primero es mantener la disciplina en OpEx y mantener esta ventaja de diferenciación que tenemos, con OpEx por barril de 5 dólares por barril. Y el CapEx: volveré sobre eso más adelante. Así que, por supuesto, estuvimos dentro de la guía de 17,1 mil millones de dólares. Así que, a nivel global, versus CFFO, creo que no somos exactamente los que más valoran, anticipamos cuando dimos el objetivo de 2025, pero no muy lejos, en 28 mil millones de dólares. Así que, entregando en nuestra opinión, un flujo de caja robusto en 2025. Ahora, algunas cifras sobre este desempeño de 2025. Así que empezando por la izquierda de la diapositiva, el flujo de caja y la contribución de las diferentes unidades de negocio a este desempeño. Así que 28 mil millones de dólares de flujo de caja generados por nuestras operaciones.Ves las diferentes contribuciones: exploración y producción. Producción del crecimiento del flujo de caja y el hecho de que comentaré eso más adelante. El flujo de caja es incrementable y el crecimiento también es incrementable. Segunda parte: energía integrada. Así que en 2025 hubo dificultades en los mercados con baja volatilidad, pero compensamos a la baja en precios con producción adicional. Te mencioné un crecimiento del 10% en producción y ventas. Energía integrada en 2.6 mil millones de dólares, en línea con nuestras expectativas. Así que tenemos el objetivo de tener un flujo de caja por encima de 2.5 mil millones de dólares para 2025. Y aguas abajo, 6.2 mil millones. Así que tanto ARC como Marketing & Services, creo que es una demostración de la resiliencia de la compañía y la integración entre ARC y Marketing & Services. Una vez más, con una mejor tasa de utilización durante el segundo semestre, aguas abajo, ARC pudo capturar el buen margen del que nos beneficiamos en la segunda parte del año. Los usos, así que creo que la parte amarilla del gráfico: utilizamos ligeramente por encima de 17 millones de dólares para CapEx. Así que tanto CapEx orgánico, adquisiciones menos desinversiones, y las devoluciones al accionista con dos componentes: el primero, dividendos, es decir, 8.1 mil millones de dólares en salida de efectivo vinculada al dividendo, teniendo en cuenta, mediante las operaciones que realizamos durante 2025. Así que están creciendo los dividendos. Y ejecutamos el programa de recompra por un importe de 7.5 mil millones de dólares a nivel global durante el año completo. El ingreso neto ajustado alcanzó 15.6 mil millones de dólares y, por tanto, seguimos ofreciendo la mejor rentabilidad de su clase. Así que el retorno sobre el patrimonio es de 13.6 mil millones de dólares y el mejor ROACE de su categoría, 12.6%. El ingreso neto bajo IFRS, es decir, después de tener en cuenta ajustes no recurrentes, es de 13.1 mil millones de dólares para 2025. Y esto se ha logrado manteniendo un balance sólido. Así que el gearing al final del año estaba por debajo del 15%, es decir, 14.7%. A nivel global, el retorno total para el accionista es de 15.6 mil millones de dólares, es decir, dividendo más recompra, lo que representa una distribución: cuando comparas este retorno al accionista con el flujo de caja que generamos en 2025. Así que es una distribución cercana al 55%. Ahora CapEx. Así que ya lo mencioné. Así que la disciplina, por supuesto, se mantuvo durante todo el año 2025. Y la guía está en 15% a 15.5%. Y así, la cifra final de 17.1, sí. Y así esto — ves la derecha [indiscernible] con divisiones entre los distintos negocios. Así que más o menos, 1/3 dedicado a proyectos nuevos de petróleo y gas. Y cerca de 3.5 mil millones de dólares para energía de bajas emisiones de carbono, el componente principal de eso siendo Energía Integrada. Esta cifra es la traducción del gasto de producción de 16.8 mil millones de dólares en CapEx orgánico, es decir, el gasto en la cartera existente, estos activos, más 3.9 mil millones de dólares destinados a adquisiciones, menos 3.6 mil millones de dólares a desinversiones. Eso significa que el M&A estuvo bastante equilibrado en 2025. Pero si sumas las 2 cifras, obtienes una cifra de 7.5 mil millones de dólares. Eso significa que seguimos siendo muy activos en nuestra cartera: desinvirtiendo activos maduros y sustituyéndolos por activos con mejor desempeño e implementando nuestra estrategia, en particular, en energía integrada. Para la principal adquisición que hicimos para Energía Integrada, es VSB, el actor alemán de renovables. Ya mencioné lo de EE. UU., Malasia y, en el lado opuesto, desinversiones: activos maduros en Nigeria, en el Congo, N'Kossa, solo para darte estos dos ejemplos, en Argentina, los activos de Vaca Muerta. Y además de eso, todos los países que ya mencioné con respecto a la implementación de la estrategia, el reciclaje del CapEx, el capital para energía integrada. Vimos desinversiones en EE. UU. y en Europa. Pasemos con más detalle para ver — para analizar el desempeño aguas arriba en 2025. Así que una vez más, crecimiento del 4% y alimentación, por supuesto, con una disminución baja. Nos beneficiamos para nuestra cartera de una disminución de alrededor del 4% por año. Y además, como sabes, tenemos una cartera muy profunda. Así que en 2025 pudimos incorporar a la producción barriles adicionales que, globalmente, contribuyeron a 150,000 barriles equivalentes de petróleo por día. Y esta producción es incrementable. Así que es la demostración.Así que aumentamos la producción en un 4%, pero en un entorno constante, aumentamos el flujo de caja upstream en un 10%. ¿Qué significa? Significa que el punto de referencia de nuestra cartera, en este entorno, es de 70 dólares por barril para Brent y 12 dólares por MBTU para generar 19 dólares por barril de CFFO. Y los nuevos proyectos deberán tener una lista, por cierto, en el lado derecho de la diapositiva. Así que estos 150.000 barriles equivalentes de producción adicional tienen, en promedio, más de 30 dólares por barril en CFFO, no CFFO. Así que eso significa, por supuesto, que con la nueva producción aumentamos el valor de la cartera. Y entonces la diferencia entre estos 30 dólares por barril y los 19 dólares por barril del punto de referencia, creó 700 millones de dólares adicionales en 2025 en cuanto al CFFO. Entonces, LNG integrado. Bueno, está claro que en 2025 tuvimos un estrechamiento del diferencial entre los mercados asiáticos y los mercados europeos. Así que el diferencial entre el GM y el TTF, que es inferior al de antes. La mayor parte está por debajo de 0,5 dólares por millón de BTU. Entonces, ¿por qué? Porque el mercado es más eficiente. Y así, por razones obvias, ahorrando costos de flete, el LNG de EE. UU. fue en 2025, principalmente hacia Europa y, en cambio, el LNG de Oriente Medio fue principalmente hacia Asia. Así que, en ese mercado, por supuesto, ha generado menos oportunidades de arbitraje entre los dos mercados. Y además, tuvimos baja volatilidad. En conjunto, gracias al crecimiento, al crecimiento del 10% en producción y ventas, que ya mencioné para el LNG integrado, pudimos compensar más o menos el entorno de precios bajos y el entorno de baja volatilidad, registrando para el LNG integrado CFFO en 2025 de 4.700 millones de dólares, es decir, solo un 4% menos que el CFFO de 2024. Energía eléctrica integrada. Así que seguimos ejecutando la estrategia. Creo que aquí tiene la figura, la progresión, el aumento entre 2021 y 2025. Así que más que duplicar la producción por 3 o multiplicada por 4, CFFO e ingreso neto de explotación. Y al final de 2025 teníamos un ROACE cercano al 10%. Ejecutamos la estrategia. Una vez más, encontramos distintos activos para reciclar el CapEx, el capital. Firmamos esta adquisición de EPH acelerando nuestra integración en Europa. Y escalamos el negocio de datos con relaciones adicionales que implican firmar PPA con centros de datos para suministrar, además de con electricidad. Así que un buen logro, confirmando el objetivo que tenemos para este segmento de negocio en 2025. Acción ordinaria. Así que ya saben que el 8 de diciembre de 2025, creo que abrimos un nuevo capítulo en la historia de TotalEnergies en la NYSE en EE. UU. Así que ahora nuestra acción ordinaria, o sea, la misma acción que está listada en París, ahora está listada en la NYSE, lo que permite, de hecho, que los inversores compren la misma acción, ya sea en París o en EE. UU. Y por cierto, al hacer esto, tenemos una cotización casi alrededor de la sesión desde las 9 a. m. hora de París hasta las 4:30 en Nueva York. El objetivo es claro. Vamos a facilitar la vida de nuestros inversores haciéndolo. Por supuesto, intentaremos llegar a nuevos accionistas que no pueden o que no quieren invertir en Total Energy [indiscernible], así que ese es el objetivo que tenemos en los próximos meses para intentar captar inversores adicionales a través de gestores patrimoniales y asesores financieros. Y además, por cierto, al hacer esto, tenemos una opción de usar esta cotización, estas acciones cotizadas en Nueva York como una moneda para posibles M&A en EE. UU. Así que el cuadro de mando compara el desempeño de TotalEnergies con el desempeño de nuestros pares con cuatro métricas principales: la primera es ROACE. Una vez más, somos los mejores en su clase en términos de ROACE, creo que por el cuarto año consecutivo. En nuestra opinión, es una demostración clara de que podemos ser líderes en la transición mientras entregamos la máxima rentabilidad ROACE. Segundo, TSR, o retorno total para el accionista, el mejor TSR en 2025 con un 28%. Lo que significa que si hubieras invertido en la acción de Total a 31 de diciembre de 2024, al final de 2025, considerando la reinversión del dividendo, tendrás una ganancia del 28%. Índice de vida de reservas probadas.Tan buenos y con un factor de diferenciación tan claro, principalmente en comparación con las acciones de Chevron y BP. Así mantenemos las reservas de 12 años, con muy buenos logros; es decir, con los resultados que tenemos en nuestra cartera, nos sentimos cómodos para impulsar el crecimiento más allá de 2030. Y el coste de producción upstream, coste real de 5 USD por barril. Así que está claro que es una ventaja competitiva que queremos mantener. Creo que terminaré la presentación con esta diapositiva. Así que ya he comentado el TSR. Así que ya conoces bastante bien la política de TotalEnergies con respecto al dividendo. Así que, al contribuir a este TSR. En 2025, el rendimiento de la acción fue el mejor de su categoría, +20%; así que creemos firmemente que nuestra acción seguirá estando infravalorada, pero esto, en nuestra opinión, es una ilustración de que la estrategia de TotalEnergies ahora está bien comprendida por el mercado. Para resumir: crecimiento con efecto incremental, disciplina en los costes para mantener el CapEx como se anticipó y mantener el OpEx por barril en niveles bajos; y, además, entregar todo el crecimiento que tenemos en mente en ambos pilares: por un lado, petróleo y gas; y, por otro, la energía integrada. Patrick de La Chevardiere: Gracias, Jean-Pierre. Eso es para el 25. Eso es el pasado. Así que hablemos de: como puente entre el 25 y el 26, pero Namibia, que estaba… No hicimos una sesión especial como en EPH porque llegó tarde en diciembre, pero es nuestra oportunidad para volver sobre lo que hemos construido con este acuerdo con Galp en Namibia, que para nosotros será, obviamente, un nuevo gran impulsor para el futuro. Arnaud, le toca a usted. Arnaud Le Foll: Gracias, Patrick. Señoras y señores, comencemos estableciendo el contexto para nuestro progreso en Namibia. En los últimos años, nuestros esfuerzos de exploración y desarrollo de negocio en la Cuenca de Orange han dado lugar a descubrimientos significativos que ahora están sentando las bases de una nueva provincia de aguas profundas “Golden” para TotalEnergies. Y así, hoy, me entusiasma realmente guiarles a través de los pasos ya dados y de lo que está por venir. Así que aquí, tienen el núcleo de nuestra posición. A través de dos licencias, PEL56 y PEL83. Ya hemos confirmado recursos sustanciales descubiertos, y comenzamos con dos proyectos operativos en aguas profundas: Venus y Mopane. Volveré a ellos con más detalle. En conjunto, lo que ya hemos mejorado es 1.500 millones de USD en recursos descubiertos. Y vemos perspectivas adicionales importantes en oportunidades potenciales que actualmente se están madurando. Estos dos proyectos constituyen la base de un nuevo “hub” de aguas profundas para TotalEnergies, lo que nos permite planificar el desarrollo futuro, por supuesto, pero basado en infraestructura compartida, optimizar la logística y las economías de escala. Así que esto es realmente el comienzo y la materialización del inicio de nuestra presencia en esta cuenca altamente prometedora. Volveré a este hito importante, que fue la transacción con Galp. El pasado diciembre, cerramos esta transacción sin efectivo con Galp, que esperamos cerrar para el verano, a mediados de este año. Primero, para nosotros, este acuerdo cristaliza el valor de nuestros descubrimientos. Fortalece nuestra posición operativa y, por supuesto, abre nuevas oportunidades en el país. Por nuestra parte, con la transacción, obtuvimos un 40% de participación operada en PEL83, que es el hogar de Mopane, con recursos ya identificados para llegar al desarrollo y más de 1.500 millones de barriles de oportunidades potenciales de exploración en el mismo bloque. A cambio, lo que entregamos a Galp es una participación del 10% en PEL56, que es el hogar de Venus, y una participación ligeramente menor en el bloque vecino de exploración PEL91; además, los llevaremos para el 50% de sus gastos en exploración, evaluación y para el primer desarrollo en el bloque. Como resultado, TotalEnergies se convierte en el jugador ancla en una de las cuencas más dinámicas del mundo, con una alineación más fuerte a lo largo de la cadena de valor, como se ilustra aquí en la diapositiva. Muestra cómo Venus y Mopane hacen de TotalEnergies el operador de referencia en Namibia, definitivamente.Como sabes, con 10 FPSO ya operados en toda África y uno nuevo actualmente en construcción, definitivamente nos beneficiamos de una amplia experiencia en proyectos de aguas profundas en la región. Esto nos permite ejecutar de forma rápida y fiable, con un desarrollo de bajo coste probado, una relación sólida y a largo plazo con los contratistas y un escalado eficiente de la adquisición, la logística, la ingeniería. Esta experiencia fue, sin duda, un factor importante en nuestra selección como operador de PEL83 y para que las autoridades de Namibia aportaran todo su apoyo a la operación. Definitivamente nos ven como un socio creíble en la cuenca. En el lado izquierdo, el perfil de producción muestra primero Venus y, después, Mopane, que podrían aumentar secuencialmente desde 2030 para alcanzar aproximadamente 350 kb/d de producción, con un potencial adicional posteriormente. Así que nuestro objetivo está claro y ya lo tienes. Queremos establecer un hub multi-FPSO sostenible en Namibia para maximizar las sinergias en beneficio de todos los grupos de interés. Pasemos a Venus con más detalle. Así que Venus es nuestro primer desarrollo. Venus está totalmente evaluado, con alrededor de 750 millones de barriles de recursos. La ingeniería está bien avanzada. La alimentación está completa. Y hoy, con las ofertas EPC recientes, tenemos confianza en la visibilidad de los costes. Parámetro clave del proyecto. Así que se trata de una meseta de producción de 150 kb/d con costes por debajo de 20 dólares por barril. En cuanto, por supuesto, a la intensidad de emisiones de Alcance 1 más 2, estamos alrededor de 15 kg por barril, con el mismo diseño de bajas emisiones que en nuestro [indiscernible] FPSO: arquitectura totalmente eléctrica, generación centralizada de energía, para jugadores cerrados, unidades de recuperación de vapor, etcétera. Estamos ahora plenamente comprometidos con las autoridades de Namibia para avanzar hacia un FID a mediados de 2026, lo que permitiría un primer petróleo en 2030. Así que se espera que Venus se convierta en el primer desarrollo de FPSO en el país y, en realidad, sea la apertura de la cuenca como una nueva región productora. El segundo proyecto es Mopane, que progresa en paralelo. Tenemos estimaciones actuales de entre 800 millones y 1.100 millones de barriles de recursos, lo que permitirá una producción por encima de 200 kb/d. Planeamos, a corto plazo, una campaña de exploración y evaluación: en 26 y 27, para refinar el concepto de desarrollo y confirmar el tamaño de la primera fase, incluyendo en 2026 el pozo de extensión de Mopane y, a partir de ahí, dos pozos de evaluación. Al igual que Venus con Mopane, buscamos una intensidad de emisiones por debajo de 15 kg por barril y un coste por debajo de 20 dólares por barril, por supuesto, aprovechando plenamente las sinergias con Venus. Así que, con un posible FID en 2028, Mopane es el segundo pilar de nuestra estrategia de Namibia, contribuyendo de forma significativa a la producción más allá de 2030 y con un potencial adicional de prospectos, como, tal y como puedes ver en el mapa, Quiver o Sobreiro, en la misma licencia. Finalmente, permíteme alejar el zoom y echar un vistazo a nuestro portafolio de exploración más amplio en la Cuenca. Así que más allá de Venus y Mopane, vemos alrededor de 10.000 millones de barriles de potencial de exploración en múltiples prospectos. Así que, al sur, con nuestras licencias DWOB y 3B/4B, y con prospectos materiales bien definidos en Sudáfrica; y al norte, con la firma reciente de nuestra entrada en PEL104, que amplía nuestra superficie operada en Namibia. Así que, como puedes ver, con recursos descubiertos, potencial alcista prospectivo y sólidas capacidades operativas, creemos que estamos bien posicionados para liderar el próximo ciclo de desarrollo en la Cuenca de Orange. En resumen, Venus y Mopane son grandes proyectos competitivos de aguas profundas con bajas emisiones. Para Namibia, estos proyectos son importantes. Son los proyectos que representan los primeros pasos hacia el establecimiento de una industria petrolera nacional en el país. Y con un portafolio de exploración más amplio, tenemos un potencial alcista significativo en el futuro. Así que todo esto, en conjunto, constituye la base de una nueva provincia dorada para TotalEnergies, con un hub multi-FPSO de fuerte potencial a largo plazo, todo ello operado por TotalEnergies. Patrick de La Chevardiere: Gracias, Arnaud. Creo que tendrás algunas preguntas, pero te daremos más información.La semana pasada estuve yo mismo en Namibia y hablamos con las autoridades, y lo que dijo Arnaud es cierto. Ahora se nos considera allí un actor importante, y eso nos dio un buen impulso para avanzar con estos proyectos. Ahora dejo la palabra a Stephane, que hará un segundo enfoque en una de las otras grandes actividades: por supuesto, aprovechar esta evolución de la IA y del centro de datos. Stephane, el uso de la palabra es tuyo. Stephane Michel: Gracias, Patrick. Buenas tardes a todos. Así que trataremos dos temas: uno es cómo vamos a alimentar la revolución de la IA con nuestro suministro eléctrico integrado. Y la segunda parte será cómo planeamos impulsar nuestra operación usando IA. Entonces empezaré con el primer tema con un mensaje sencillo: Estamos creando valor adicional al proporcionar a los centros de datos soluciones adaptadas para sus necesidades. ¿Cómo lo hacemos? ¿Qué les ofrecemos? Hay tres tipos de productos con un nivel de sofisticación creciente. El primero es el habitual PPA corporativo tal como se produce. Es rápido de construir, rápido para que lo conecten, pero no es de carga base. Solo 100% verde y bastante competitivo. El segundo producto es proporcionarles energía firme limpia. ¿Qué significa eso? Significa un perfil de carga base exactamente con lo que necesitan y con lo que van a consumir. Se suministra principalmente mediante renovables, de modo que el 100% del volumen de energía que se consume proviene de producción verde, pero al mismo tiempo, coincide con su perfil de consumo. Y el tercer producto, que es nuevo y bastante específico para centros de datos, es el hecho de que también podemos proporcionarles la solución para acceder a terrenos, para construir su centro de datos, y no cualquier terreno: uno específico que está cerca de una red, donde tenemos acceso a la conexión y donde la construcción de su centro de datos será rápida, así como la obtención del suministro eléctrico que necesitan. Les daré un ejemplo de eso. Típicamente, el primer tipo de producto es lo que hemos vendido a Microsoft y Amazon AWS en '25. El segundo tipo de proyecto es lo que estamos haciendo, por ejemplo, con Casa dos Ventos en Brasil. Y el primero es lo que acabamos de firmar con Google en Texas y con [ prospects ] en particular en España. ¿Por qué es importante? Porque con este tipo de ofertas, el centro de datos puede crear más valor: tendrán un tiempo de comercialización más rápido. Y, en segundo lugar, tendrán un menor coste de suministro. Y cuando se crea valor, es posible compartir al menos una parte. Esa es la forma en que podemos aumentar el nivel del PPA que estamos vendiendo, extrayendo un poco de prima, alrededor de un 10% de prima de lo que vendemos si estuviéramos vendiendo el mismo electrón a cualquier tipo de industria. Así que hay un impacto directo, que nos ayuda a mejorar nuestra rentabilidad de dos dígitos del CapEx. Y también hay un impacto indirecto porque al llevar el consumo a nivel local, ayuda a desarrollar la cartera de proyectos. Esa es una cuestión. Y en segundo lugar, aumentar el precio de la energía, el precio de la electricidad, donde usted — lo que beneficia a sus otros activos. Todo esto no es una ambición. No está en el papel. Es una realidad. Hemos firmado, nosotros y nuestro socio a través de nuestra JV, 4 gigavatios de proyectos respaldados por demanda de centros de datos en 2005 y — en '25 y '26. Pueden ver la distribución geográfica: 1/3 se hizo directamente por nosotros, aunque lo hizo Clearway, y con una — Casa dos Ventos en Brasil, con una variedad de tipos de actores: el gran GAFA, pero también algunos promotores específicos de centros de datos. Todo esto generará 250 millones de dólares — al año de EBITDA cuando todos los proyectos se materialicen. Voy a centrarme en dos proyectos específicos. El primero es el que acabamos de firmar con Google en Texas. Es un acuerdo que llega después de lo que hicimos en Malasia. Así que vamos a construir la granja de 1 gigavatio que ya ha comenzado. Vamos a venderles las 2 terahoras de energía producida por esa granja de 1 gigavatio. Así que diría que eso es bastante clásico. Pero además, Google tiene la opción y podría ejercer esta opción para instalar un centro de datos cerca de nuestra producción de paneles solares, en nuestras tierras. Y lo que vamos a proporcionarles es un acceso directo a nuestra producción solar, también acceso directo a la red, porque hemos pedido poder retirar cierta potencia de la red y deberíamos obtenerla pronto. Además, la posibilidad de instalar algunas baterías para suavizar el perfil. Con todo ello, podrán llegar rápido al mercado el próximo año y, además, reducir su coste de suministro, en particular porque bajarán la tasa de red que van a pagar. Así que ese es un tipo de ejemplo en el que, gracias a eso, podemos vender a Google un PPA a un precio ligeramente superior al precio medio del mercado. Segundo ejemplo, que es interesante, es lo que hacemos en Brasil. Aquí combinamos solar y eólica que tenemos en nuestra cartera; hidroeléctrica: la compramos en el mercado para suministrar al centro de datos energía firme limpia. Es un suministro de base 24/7, 100% verde. Y no solo hacemos eso, sino que con Casa también proporcionamos al centro de datos, terreno cerca de la conexión, donde hemos asegurado esa conexión a la red para que puedan construir su centro de datos con rapidez. Además, en Brasil van a beneficiarse de una situación fiscal favorable por un lado. Y por otro lado, al participar también mediante capital en nuestro proyecto, se benefician de otros subsidios. Todo esto hace una oferta realmente, realmente competitiva. Y una vez más, para nosotros, ¿cuál es la ventaja? Mejoramos nuestro retorno, encontramos el consumo para desarrollar el conducto de varios gigavatios que tenemos. Y además, creamos demanda en una región de Brasil, donde de otro modo, parte de los activos se desarrollarían en varios años. Ahora podemos desarrollarlos ya y tener un ritmo de desarrollo más rápido. Paso ahora a mi segunda parte sobre lo que vamos a hacer con la IA para nuestra propia operación. Primera idea: no existe un programa de IA si no tienes una plataforma de datos sólida. Y así que hemos dedicado mucho tiempo y esfuerzo en 2025. [ Namita fue ] y, de hecho, dedicó mucho esfuerzo y tiempo en, construir la base de nuestra plataforma de datos con dos ideas en mente. Una: queremos multiplicarla y la vamos a multiplicar por 10, los puntos de datos que tenemos sobre nuestros activos, porque la IA trata realmente de muchos datos y de datos muy precisos. Ese es un aspecto. Y segundo: queremos tenerlos en tiempo real, porque queremos poder actuar en tiempo real cuando gestionamos nuestros activos. Para hacerlo, hemos firmado grandes contratos con AspenTech, que desplegará a nivel nacional en todos nuestros — 40 sitios upstream — y 16 de nuestros sitios de Refinación y Química. Esto ya estaba hecho para el aspecto de Integrated Power. Así que esa es la capa para obtener los datos. Luego también hemos firmado con Cognite para transformar, enriquecer y almacenar esos datos, y exponerlos, para que podamos añadir la capa final, que se basará en IA, y que al final del día incremente nuestra producción y nuestra disponibilidad. Esto está en curso y debería estar totalmente desplegado antes de finales del próximo año. Ese es un aspecto. El segundo aspecto es que, cuando tienes los datos, necesitas hacer algo con tus datos. Así que hemos trabajado en enfocar nuestro esfuerzo. Y esta vez más con un enfoque de arriba hacia abajo que realmente — luego de abajo hacia arriba en los tres programas. Uno es usar digital para HSE. Tuviste un ejemplo con el momento de seguridad, donde estamos usando digital para mejorar la monitorización y reducir las emisiones. Hay otros dos programas: uno es el de la planta digital, cómo mejorar la manera en que operamos nuestra planta. Y el último programa es el de modelización del Integrated Power. Hay una gran revolución en la modernización. Solo para poner un ejemplo: con IA puedes recortar en 2 el tiempo que necesitas para pronosticar el clima de una manera bastante convincente. Puedes imaginarte cuando operas con potencia a corto plazo: qué probabilidades hay de llegar hasta donde en el futuro anticipes cuando haces tu pronóstico meteorológico. Y eso es solo el comienzo.Obviamente, para hacer eso, necesitamos aumentar nuestra capacidad, y hemos tomado la decisión de hacerlo apostando por India: construyendo un Centro Global de Competencias en India para poder desarrollar esos programas. No tengo que explicar por qué India, pero nuestra idea es que sea nuestro centro con nuestro propio personal. Segunda idea: queremos gestionar todo eso, para darles tareas de principio a fin; eso significa que serán plenamente responsables de todos esos programas, y deberíamos alcanzar una masa crítica de al menos 500 ingenieros para 2027, algo que ya ha comenzado. Y así es como. Entonces, planeamos usar IA para transformar nuestra -- como actuamos. Un [ descargo de responsabilidad ] aunque, mi presentación aún no fue hecha por un agente. Así que probablemente será para el próximo año. Gracias. Y con eso, cedo la palabra a Patrick. Patrick Pouyanné: Gracias, Stephane. Porque esta semana -- la próxima semana, cada ejecutivo de la compañía será entrenado para tener al menos un agente con él. No sé cuál tendré. Le resultará difícil seguirme, pero veremos. Así que tomaré ahora la parte final de la presentación. Gracias, Stephane. Y gracias, Namita, por cierto, porque la segunda parte está liderada en gran medida por Namita. Ella conoce muy bien India, por cierto. Así que pasemos al objetivo de 2026. No estamos totalmente a tiempo, pero intentaré ponerme al día. Si -- sé que me gusta hablar, así que no estoy seguro de que nos pongamos al día por completo. Entonces, '26, de hecho, es un año de continuación muy claro de 2025. El programa es una venta -- lo mismo. Seguimos entregando nuestro crecimiento. Crecimiento en petróleo y gas, crecimiento en Energía Integrada. Este crecimiento, verán, también es acrecentador. Las nuevas barriles continúan y nuestro flujo de caja de las operaciones crecerá más rápido que el propio crecimiento. Y al mismo tiempo, como creemos que el entorno podría ser más, diría, desafiante en 2026, tenemos -- como ya saben, les dijimos que en septiembre lanzamos un programa de ahorro de caja. Así que para fortalecer la resiliencia. Diría también que, como verán en la presentación, el negocio de Energía Integrada está creciendo. Alcanzamos 3.000 millones de dólares de flujo de caja y, de hecho, por sí solo, porque es independiente de los ciclos de petróleo y gas, reforzó la resiliencia del modelo global de la compañía. Entonces, sobre la situación en el mercado, no les diré cuál es el precio, por cierto: planeamos todo a 60 dólares; ahora estamos en 71 o 72. Entonces las cosas están [indiscernible] [ 72 ]. Pero los fundamentos, lo que pensamos es que, sí, hay una demanda. Ya no -- en '23 y '25, un poco menos de 1 millón de barriles de petróleo por día. Así que es un poco menos del 1%, pero continúa. No vemos venir ninguna demanda pico delante de nosotros en esta etapa, cuánto llegará. Vimos -- y de hecho hemos visto en '25, qué, en realidad, bastante estable, alrededor de 70. La gente habla de la volatilidad; la realidad es que -- bajó, pero se movía bastante alrededor de 69 dólares por barril. Hemos visto a principios de año que los fundamentos que creemos que eran -- una buena oferta y los eventos en Venezuela -- nos llevaron a 60 dólares, pero luego las reacciones son de dos tipos, y la OPEP decidió no -- no detener [indiscernible] más petróleo en el mercado. Y también empezamos a ver en EE. UU., que los productores de shale oil de EE. UU. comienzan a reducir la perforación, que ese equilibrio de 60 dólares aún no está ahí. Además, en todo esto, hubo otros eventos geopolíticos; creo que el más importante es quizá no Irán para mí, sino el hecho de que la mayoría de los países son serios a la hora de tomar -- imponer sanciones contra el petróleo ruso de una manera más estricta. Lo hemos visto. Y esto impacta en el mercado. Hoy tienes cada vez más petróleo ruso en el mar que no encuentra comprador. Los indios no lo compran: los refinadores indios, petróleo crudo ruso para marzo, abril. Así que ven el impacto, pienso, en el mercado: recuerden, pero la exportación de petróleo ruso al mercado es de 3 millones a 4 millones de barriles de petróleo por día. Así que es realmente una cuestión. Aún mantenemos una visión de que los fundamentos, la buena oferta, a pesar de lo que acabo de decir, la buena demanda, pero aún así la oferta. Planeamos a 60 dólares por barril, y esto explica cierta cantidad de decisiones que les presentaré. En el lado del gas, diría que 2026 es más un año de transición. Estábamos en 400 millones de toneladas por año de capacidad de LNG en 2022. En 2025, estábamos en 435 millones de toneladas. Así que, en 3 o 4 años, solo 30 millones de toneladas, lo cual ni siquiera fue suficiente para absorber el aumento de la demanda europea. La demanda europea subió de 70 millones a 65 millones de toneladas en 2022 hasta 115 millones de toneladas, por lo que ha aumentado en 50 millones de toneladas. Y este año, en 2026, sí, habrá algo de capacidad que se pondrá en marcha en EE. UU., en Qatar, pero creemos que entrarán 35 millones de toneladas adicionales. Año de transición: significa que trasladamos TTF de 12 dólares por millón de Btu el año pasado a 10, pero aún no a menos. Por cierto, hoy, con el horario de invierno, todavía estamos en 12 dólares, pero hemos visto que podría bajar. Creo que también es una transición porque hay un evento que es el hecho de que la UE ha decidido prohibir el gas ruso a partir de 2027, y esto dará una demanda adicional en la UE, de 115 millones a 150 millones de toneladas. Tenemos 35 millones de toneladas adicionales de LNG por año entrando en 2027, que casi equivale al aumento de la capacidad de 2026. Así que sí, veremos que este mercado verá, seguro, que la capacidad global pasará de 400 millones a 600 millones para 2029, 2030, pero el impacto en el precio, en nuestra opinión, será gradual. Y 2027 aún no será, creo, el ciclo más bajo de este precio del gas, del precio del LNG. Dicho esto, sabemos que hemos tomado medidas para enfrentarlo. Objetivos de 2026. De nuevo, el crecimiento, 5% de crecimiento energético global, 3% en petróleo y gas. No creo que lleguemos al 4%. Por cierto, se lo dije a Nicola: si quieres, puedes llegar al 4%, dímelo ahora, porque el mercado, le guste o no al futuro, solo por los resultados del pasado; así que dímelo ahora, pero no me lo dijo, así que [ veamos ]. En electricidad, la producción neta: deberíamos crecer un 25%, alrededor de 60 terawatt hora. Por supuesto, hay una relación con cuándo cerremos el acuerdo EPH, pero me siento cómodo con este objetivo. En cuanto a la tasa de utilización de refino, el objetivo real volverá de [ Vincent ] y su equipo es detener tener algunos problemas en grandes activos y disponibilidad, además de 2%. Así que la tasa de utilización de refino quizá no sea el mejor factor para traducirlo a la economía. Ventas de LNG: continuaremos creciendo nuestra producción en 6%. Así que se traducirá en ventas. En las ventas de LNG de Stephane y los equipos, hay algunos volúmenes spot. Por eso seguimos manteniendo —mantengamos por encima de 44 millones de toneladas. Y en la capacidad instalada bruta renovable: de 34 a 42-gigavatios. Este es el plan de ruta de los equipos de Integrated Power. Menos emisiones. En metano, creo que llegaremos antes de lo que pensábamos a menos 80%. Estamos —tenemos un objetivo de menos 70%. Pero cada año hacemos un 5% más. Así que avanzaremos: seguimos desplegando todo el programa. Y somos la única compañía que ha desplegado 11.000 dispositivos para lograr una monitorización permanente. Así que tenemos un liderazgo claro. Y creo que es una contribución real y directa al clima. El poder calorífico del metano es mucho más alto que el de otros gases de efecto invernadero. Así que creo que este es un buen enfoque para toda —para la empresa y para nuestra capacidad de demostrar resultados. Para los otros parámetros, seguimos reduciendo el Alcance 1 y 2 de las instalaciones operadas y la intensidad de carbono del ciclo de vida de nuestras ventas, de menos 19% a menos 20%, dependiendo, por supuesto, de la producción de la que —estamos en camino de alcanzar el menos 25%, que queremos tener para 2030, continuando con el despliegue de la estrategia y el crecimiento del negocio de Integrated Power. En el parámetro superior para crecer el flujo de caja libre, volveré sobre ello porque es importante. Leí sus comentarios esta mañana, ya que algunos de ustedes se sorprendieron por más de 26 mil millones de dólares. Creo que les explicaré por qué pasamos de 27,8 mil millones en 2025, a 69 dólares por barril y 12 dólares por millón de Btu, a 26 mil millones. Si tomamos el escenario de 60 dólares y 10 dólares para el entorno, encontraríamos más de algo parecido a 25 mil millones de dólares. Hay algunas razones detrás de por qué pensamos que alcanzaremos más de 26 mil millones de dólares. De hecho, está vinculado a la naturaleza acrecentadora de este crecimiento de la producción de petróleo y gas. En dos años, y volveré sobre ello, tendremos, de hecho, compensado 10 dólares por barril en el precio del petróleo debido al crecimiento, pero también porque este crecimiento es acrecentador en términos de flujo de caja por barril, en comparación con donde estaba hace dos años. Y por último, pero no menos importante, un objetivo importante para todos nosotros y del que hablamos en la Junta: queremos mantener un nivel de gearing del 15%, lo que llevará a la gestión del flujo de caja de la compañía. Y sé que decimos menos del 20%. Vi la reacción. Escuchamos a todos los inversores en 2025. Tenemos un modelo, que es mantener este 15%, y tenemos formas de lograrlo. Volveré sobre ello. Podríamos tener algo de volatilidad durante el año debido a la estacionalidad del capital de trabajo, pero, por favor, sin pánico: terminaremos en el 15%. Entregamos lo que decimos, confíen en nosotros. Hemos demostrado que año tras año. Una palabra sobre nuestro programa de ahorro de efectivo, que, de hecho, está contribuyendo directamente al flujo de caja libre de la compañía. Dijimos 7.500 millones de dólares en septiembre. Lo incrementamos a 12.500 millones de dólares porque, como saben, la guía que les dimos en septiembre sobre 16 mil millones de dólares de CapEx se ha reducido a 15 mil millones, como vemos para el '26, porque, mientras tanto, hemos anunciado el acuerdo de EPH, que está en acciones, pero al final del día es un esfuerzo de inversión. Así que ahorraremos ese efectivo emitiendo sus acciones. En realidad, es una emisión, digamos, de un aumento de capital que estamos realizando. Así que no queremos contabilizarlo dos veces. También estamos trabajando en la parte de OpEx. Entonces, para el '26, porque sé que en septiembre les dimos objetivos sin mucho color. Es un programa: tenemos 500 millones de dólares de ahorros. Parte de ello proviene de Integrated Power porque, gracias a las cesiones de participaciones (farm downs), nos permite racionalizar parte de los activos con los que nos organizamos y la forma en que no nos organizamos, así que — se ahorrarán 200 millones de dólares de costos fijos en esa parte, y también, tanto en upstream como en downstream. Muchas iniciativas en marketing y servicios, la reorganización de servicios centrales, y el ajuste de las operaciones de la sede. Así que estamos revisando la organización, como estábamos cuando se definió el precio en 2016 y '17. Mientras tanto, el precio subió. Así que tenemos una — parece que hubo un pequeño aumento. Así que lo optimizamos y llevamos iniciativas en todo el grupo. Eso es para el '26. También hemos trabajado para lanzar nuevas iniciativas con el fin de seguir alimentando este programa de ahorro de efectivo durante los próximos años. Algunas de ellas se mencionan ahí. Se ha mencionado una. Así que queremos que el crecimiento de Integrated Power y de la IA digital esté respaldado por este Global Competence Center en India, que, por supuesto, ofrecerá costos competitivos, pero principalmente es porque nos dará acceso al talento y acelerará el crecimiento, y necesitamos —digamos— a más personas para ejecutar de manera eficiente estos distintos programas. Esa es una iniciativa. La segunda es que estamos revisando todos los servicios que no dependen de la proximidad dentro de la empresa y trasladarlos a un país de bajo costo, diría yo. Teníamos una serie de servicios, ya sea en TI e ingeniería en diferentes áreas, donde descubrimos — lo estamos revisando. Deben revisar permanentemente lo que hacen. Algunos de ellos que no dependen de la proximidad a [indiscernible] a nuestra gente siguen siendo prestados por contratistas de servicios de alto costo, y podríamos trasladarlos — los trasladaremos. Creemos que hay más de 100 millones de dólares de ahorros, probablemente más. Aplicaremos la misma filosofía a todos estos segmentos. Otra es que ahora hemos establecido lo que llamamos factorías de aprovisionamiento en Rumanía, que, de hecho, nos permite comprar bajo algunos contratos marco. Hemos negociado con muchos proveedores. Y esta iniciativa ya se ha probado; ahora la haremos obligatoria para todas las LBUs.Nos moveremos cuando yo diga que están todos. Sé que hay más: tenemos que ser pragmáticos. 20 de ellos para el '27 y luego más que eso. Hay bastante potencial para centralizar la captación de equipos y beneficiarse del tamaño de la compañía. Así que probablemente al menos el 10% de los 2.000 millones de dólares: hay más por venir detrás. Así que esta es la tercera iniciativa. Y la última es ver cómo podríamos mancomunar algunos servicios de apoyo en algunas ULBs de forma regional, por ejemplo, en África o incluso en Francia, donde seguimos teniendo en diferentes refinerías que todos los servicios de apoyo están en cada centro y probablemente haya algunas ventajas. No es que no haya ventajas; probablemente habrá algunas ventajas. Así que es de nuevo, aprovechando la oportunidad de revisar la forma en que trabajamos para seguir siendo más eficientes y resilientes. CapEx para el '26: 15.000 millones de dólares, tal como se anunció, 15.000 millones de dólares, donde el desglose está ahí. En Energía Integrada, baja en carbono, en efectivo: son 3.000 millones de dólares. Si sumas 1— diría que 1 año de las acciones de EPH, el esfuerzo es equivalente a 4.000 millones de dólares. 3.000 millones de dólares. Y en las otras áreas, creo que es bastante similar a 2025. Seamos claros: no hay una reducción de la ambición de crecimiento. Todos los proyectos que se han lanzado se entregarán dentro del presupuesto. Se trata de ser eficientes en la forma en que trabajamos. Lo revisamos de 17.000 millones de dólares a 16.000 millones de dólares en septiembre; ahora de 16.000 millones a 15.000 millones, debido a EPH. Estamos: en esta cifra, planeamos desinvertir 1.000 millones de dólares más de lo que adquiriremos. Para que quede claro. Y tenemos una flexibilidad que está identificada para bajar hasta 14.000 millones de dólares; en particular, diría que en la parte de adquisición, si estuviéramos dispuestos — si nos enfrentáramos a un entorno de un precio por barril inferior a 50 dólares. Así que ese es el programa de CapEx. Crecimiento: mencioné 3% para petróleo y gas. Provendrá no solo de que parte del crecimiento venga de las puestas en marcha de '25, que alcanzan su meseta de producción, como Anchor, que aún no está en meseta, o Mero 4. Entonces, parte de esto proviene de— está impulsado por las puestas en marcha del año pasado. Nuevas puestas en marcha para este año: hemos identificado cinco proyectos — o seis incluso. Uno es Lapa Southwest en Brasil; Mabruk en Libia: no son muy grandes. Ratawi es más importante: Ratawi Fase 1. Aumentamos la producción de Ratawi en Irak a 120.000 barriles por día. Luego tenemos Tin Fouye Tabankort, una mejora de la producción en Argelia, alrededor de 55.000 barriles por día. North Field East en Qatar: lo planificamos para el Q3. Y Uganda: lo estábamos planificando para el Q3, ahora es el Q4. Iniciaremos el primer tren antes de fin de año '26. Este 3%, y esto probablemente es la diapositiva más importante, en realidad se traducirá en términos de flujo de caja mediante un crecimiento del 7%. Así que de nuevo, como Jean-Pierre les dijo: en '25, el 4% de crecimiento de la producción se tradujo en un 10% de crecimiento del flujo de caja debido a este mayor CFFO por barril de los nuevos proyectos. En '26, entonces 3% se traducirá en 7% según nuestra planificación; quizá un poco más, ya veremos. Pero, por supuesto, esto nos ayudará y, de hecho, cuando hagamos las cuentas al final de esta combinación, tendremos un flujo de caja de las operaciones de upstream de 60 dólares por barril en '26, lo que equivaldrá a lo que habríamos logrado en '24 con 70 dólares por barril. Así que hemos compensado 10 dólares por barril gracias a este crecimiento y a este crecimiento adicional que aporta valor. Entonces creo que este es un mensaje sólido de esta presentación. Quizá esta era una cifra que ustedes no tenían en mente. No estaban tan claros. Yo pregunté en septiembre. Y ahora, mientras tanto, hemos logrado reunir todo eso. No nos detenemos aquí. Nunca dejamos de explorar. Sé que hay una nueva música, explorando [indiscernible] el sitio. Desde los últimos 10 años, invertimos 1.000 millones de dólares al año en evaluación y exploración. Hicimos dos grandes y buenas descubrimientos en los últimos 10 años, en particular GranMorgu y Venus, sobre los cuales trabajaremos para sancionar el proyecto, como Arnaud les explicó, en '26.Hemos estado bastante activos para tener acceso a nuevas licencias en 25, EE. UU., Argelia, Liberia, Congo, Nigeria, Namibia, Malasia, Indonesia. Tenemos un programa de pozos interesantes, diría yo, para 26, en particular Nigeria, Congo, Namibia, pero también en Malasia. Y luego algunos, diría yo, pozos más en la frontera, como en PNG, Indonesia, que se perforarán este año. Así que los esfuerzos continúan, y Nicola Mavilla ha tomado el liderazgo de todos estos equipos para mantener, espero, la tasa de éxito de la empresa en exploración. En Integrated LNG, nos enfrentaremos a un año en el que, por un lado, tenemos un crecimiento de la producción de LNG del 6%. Por cierto, hay dos proyectos que comienzan a ponerse en marcha en 26. Uno es North Field East en Qatar. El otro es la famosa Energia Costa Azul en Baja, California. Estamos esperándola; va un poco tarde, pero se prevé también para el Q3, con una buena captación, por cierto, de ambas. Estas contribuirán al crecimiento de las ventas del equipo de Stephane. Así que, por un lado, tenemos este crecimiento. Por el otro, hemos reducido la hipótesis sobre el precio del gas: TTF de 12 a 10; por supuesto, esto tiene un impacto, diría yo, en— y también en el precio de LNG. Si estuviéramos en 60 dólares por barril y TTF en 10, el precio medio de la energía de nuestras ventas sería 8. Anunciamos 8,5 o Q1. Así que esa es la matemática que nos dio, en comparación con 9 en 25. Entonces, cuando haces esta disminución del 10%, 12% en las ventas y, por el otro, un aumento del 6% en el crecimiento. Estamos planificando generar un flujo de caja de las operaciones de Integrated este año de alrededor de 4,5 mil millones de dólares. Este año fue de 4,6 mil millones, 4,7 mil millones, creo, así que más o menos estable: estabilidad, pero con el crecimiento compensado por un entorno más bajo. En Integrated Power, por supuesto, el año— pero— no volveré a ello— estará dominado por el cierre de este acuerdo con EPH, que nos proporcionará: sus cifras deben recordarse. A nivel anual, 15 teravatt hora por año de producción neta de energía y 750 millones de dólares por año de flujo de caja disponible. Así que: por supuesto, estas cifras deben integrarse y es un gran paso para nosotros con potencial para crecer más allá, porque hay un oleoducto que viene con los 14 gigavatios de campos de energía eléctrica a gas [ ] It will be translated for 2026, producción de aproximadamente 60 teravatt hora. Se espera que el flujo de caja esté por encima de 3 mil millones de dólares. Como planeamos tener un CapEx neto de 2,5 mil millones a 3 mil millones, normalmente, 26 debería, por primera vez, contribuir al dividendo; actividad de flujo de caja libre positiva. Como normalmente porque tenemos una incertidumbre sobre la fecha de cierre. No estamos completamente alineados, pero estamos seguros: si no es 26, será 26, pero 27 con seguridad; este negocio será con seguridad flujo de caja libre positivo. Y creo que es un punto de inflexión, obviamente, en la forma de valorar el negocio dentro de la compañía. Contribuirá al dividendo. En Refining & Chemicals, os informé en septiembre que teníamos tres malos resultados, que fueron Port Arthur, Donges y Normandie. Ahora, esta vez, la buena noticia es que los malos resultados están en mejor forma, si digo, ambos de los problemas se han identificado en el reformador y el vapor. Hubo una gran— gran recuperación, que se entregó a tiempo y ahora Port Arthur vuelve a la senda con un rendimiento positivo. La refinería de Donges ha sufrido durante varios años. Pondremos en marcha este famoso proyecto Horizon, que es una inversión para poder producir gasolina bajo especificación y no en el mercado de exportación. Así que es febrero, marzo, eso se acerca. Entonces, de nuevo, alcanzamos una tasa de utilización mucho mejor en noviembre. Podemos considerar que Donges volverá a una disponibilidad normal. Y los problemas del cracker en Normandie siempre se han reparado. Y, de nuevo, esta planta en Normandie vuelve a, diría yo, una buena disponibilidad. Por cierto, habéis visto en los resultados del cuarto trimestre que Refining & Chemicals está realmente pudiendo capturar márgenes— muy buenos— de 11 dólares por barril.Así que, buenas noticias: lo hemos capturado, lo que significa que, sí, las plantas ya están disponibles, y yo creo que esa es una buena noticia. El programa global que [ Vincent ] y sus equipos están implementando, que se llama Boost27, busca aumentar la disponibilidad en 2 puntos. Seguiremos estos KPI muy de cerca a lo largo del año y les informaremos. Lamentablemente, ahora los márgenes vuelven a ser más bajos, pero usted tiene muy claro que esta es la integración cuando el precio del petróleo sube a 72 dólares. Nuestros márgenes hoy están alrededor de [ 4 a 5 ], así que tenemos menos [ environment ]. Pero, una vez más, esto forma parte de la situación: ganaremos por un lado y perderemos por el otro. Por eso pensamos que es bueno estar integrados. Marketing & Services es muy—está creciendo de manera constante: 100 millones de flujo de caja por año. Así, 2,3 mil millones en '24, 2,4 mil millones en '25. Planeamos 2,5 mil millones en '26. A pesar de esto, les recuerdo que hemos racionalizado algunas de las redes en Europa y en África. Allí tenemos un enfoque especial en lubricantes. Hemos reorganizado la unidad de negocio de lubricantes en una especie de empresa de unidad de negocio independiente, por decirlo así. No hay—no creo que haya ningún plan para desinvertirla. Nos encantan los lubricantes. Es una super vaca lechera de caja: se emplea muy poco capital, es un buen negocio y con una cuota de mercado estable. Y no intenten apresurarse para ganar cuota de mercado; es mejor gestionar sus márgenes y mantener esos buenos márgenes. Así que estamos bien. Y creo que el enfoque en estas unidades nos está dando ideas sobre cómo desarrollarnos. Hoy estamos muy centrados en el mercado de automoción para poner más énfasis en los mercados industriales. Esa es la idea detrás de esta nueva organización. En las redes, el enfoque será impulsar de verdad el desarrollo de los ingresos no relacionados con el combustible, que es una fuente de caja potencial. El panorama global para '26, para concluir, es que—entonces generaremos, como dije, a 60 dólares por barril, 10 dólares por millón Btu, un margen de refinación de 5; alrededor de 26 mil millones. Invertiremos 15 mil millones. Así que tenemos un flujo de caja libre de 11 mil millones. Dividendo más o menos [ EUR 0.8, EUR 0.85 ], dependiendo del tipo de cambio, [ $3 mil millones ] de recompra. Ya ven la ecuación allí. La noticia que—lo que queremos ilustrar es que entre '25 y '26, si recalculamos '25 con el mismo precio de entorno, tenemos un flujo de caja libre adicional de 4 mil millones: 2 mil millones provenientes del CapEx. Y los otros 2 mil millones provienen, un poco más de 1 mil millones, del upstream, crecimiento con efecto acrecentador, 1,1 mil millones; alrededor de 500 millones de Integrated Power, luego Marketing & Services por 100 millones. Y luego está—y Refining & Chemicals, que está planificando lo mismo en términos de entorno, debido a una mejor viabilidad, para tener un adicional de 300 a 400 millones. Por eso tendremos, de nuevo, esta resiliencia: podremos tener el mismo flujo de caja libre a 60 en '26, pero en '25 teníamos 69 dólares por barril. Eso es lo que dije. La empresa es más resiliente y está en condiciones de distribuir dividendos. Entonces, los dividendos que—sobre el dividendo. Y la decisión sobre las fronteras ha decidido ayer volver a lo que era la manera tradicional en TotalEnergies. Y para aclarar: hasta '22, donde estábamos—es decir, el último—dividendo final, porque no es un dividendo trimestral definitorio de la manera francesa, es un dividendo final. Tenemos dividendos intermedios en el sistema francés que distribuimos trimestralmente. Uno final es igual a los 3 anteriores. Nos hemos apartado de esta tradición durante los últimos 2 años porque teníamos una visibilidad clara sobre los precios altos del petróleo, así que estamos confiados. El Consejo prefiere ser un poco más cauteloso, pero no hay ninguna señal sobre ello. Además, esto da un crecimiento del dividendo del 5,6% por año en euros y del 13% en dólares. Cuando lo comparo con nuestros pares, estamos en buena posición en términos de crecer el dividendo. Y, por supuesto, anunciaremos cuál será el crecimiento del dividendo trimestral a finales de abril. El Consejo ha decidido tener una mejor visión de 1 trimestre, ver el mercado.Así que -- pero sin mensaje, pero estaré -- la idea es no mantenerlo al mismo nivel. Es solo una pregunta para volver al modo tradicional de gestionar este dividendo. Así que ese es el punto. Y creo que el 5% que hay ahí probablemente es una buena guía. En la recompra de acciones, hemos anunciado que son entre 3.000 millones y 6.000 millones, de nuevo, entre 60 y 70 dólares por barril en septiembre. Hemos reajustado esa guía de recompra. Estamos añadiendo -- porque tuve muchas preguntas durante mi road show de que, a 50 dólares por barril, no habrá recompra. Así que la respuesta es bastante sencilla. No intento hacer -- entre medio, no me pregunte, no hay una fórmula matemática. Y hoy, en esta etapa, la Junta ha tomado la misma magnitud, y queremos poder recomprar de 3 a 6. No sabemos dónde se aprendió el precio del petróleo crudo. Así que adoptamos, diría, un enfoque flexible empezando primero el trimestre con el límite inferior de la guía. Y luego, si vemos que el precio se mantiene alrededor de esos 70 dólares, tendremos la oportunidad, diría, de aumentarlo. Pero creo que es mejor aumentar que disminuir mi punto de vista y vivir en los mercados; las buenas noticias son mejores que el valor. Así que nos saltamos en la guía. Tomamos el rango bajo porque, de nuevo, no tenemos una visibilidad completa sobre ello. También diré que el segundo mensaje es importante: el de la prioridad sobre el gearing. Hemos escuchado a los inversores con claridad y con fuerza. Así que este 15% ha sido claramente un punto de anclaje. Y se ve en el mapa que está más o menos en 60 dólares; es mucho o más o menos con 3.000 millones de recompras. Pero esto será, diría, la idea de que no aumentaremos la deuda neta para financiar la recompra, que formará parte de la ecuación de cómo asignaremos el flujo de caja en 2026 hacia adelante. Así que, diría, de nuevo, tenemos -- el CFFO es resistente. Tenemos una inversión clara y ejecutaremos los 15.000 millones. El dividendo ahora -- será incluso, tenemos un poco de incertidumbre, por supuesto, sobre el tipo de cambio, aunque, si puedo, es que seguirá o se debilitará, pero veremos. Tiene un impacto en nosotros. Y de nuevo, como dije, tengan en cuenta la sostenibilidad del gearing, que podría llegar al 3%, 3.000 millones de capital de trabajo. Anticipamos de 2 millones a 3 millones para el primer trimestre. Eso representa fácilmente entre el 2% y el 3% o el 2,5%, el 3% del gearing. Así que, de nuevo, digo: no hay pánico. Para terminar esta presentación, ya conocen esta diapositiva; la acabamos de actualizar. Creo que ofrecemos y seguimos ofreciendo una estrategia clara y coherente, que sí, está diferenciada de nuestros homólogos, pero diferenciada en ambos sentidos. En petróleo y gas, entregamos crecimiento y un crecimiento acrecentivo; mantenemos, y creo que es importante la perspectiva a medio y largo plazo. De nuevo, hemos renovado una vez más, en más del 100% de las reservas probadas. Les recuerdo que en los últimos 3 años, 140%, 150%, 120%. Así que la capacidad de seguir identificando nuevos recursos para aprobar proyectos está ahí. Y estoy muy confiado con el pipeline que tenemos delante de los FID que se tomarán en el '26 y '27, pero mantendremos este historial. Creo que esta es probablemente una de las mejores bases para los inversores dentro de TotalEnergies. Y la otra diferenciación es sobre este pilar integrado de energía eléctrica, que nuevamente se beneficia de una buena demanda de electricidad incluso en nuestros países occidentales. Y también se beneficiará de este crecimiento, y contribuirá a los dividendos, si no en el '26, '27, seguro. Gracias por su atención y estamos listos para sus preguntas. Patrick Pouyanné: Así que vamos a la sección de preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador] Biraj? Biraj Borkhataria: Soy Biraj Borkhataria, RBC. La primera, solo sobre Namibia, ya que visitaron allí. Sabemos que para Venus ustedes estaban buscando una extensión de la concesión. ¿Podrían comentar solo sobre [Mopane y si las condiciones fiscales hoy son suficientes para que ustedes tomen FID y si están buscando alguna mejora allí? Serían apreciados algunos comentarios.]Y entonces la segunda pregunta es solo sobre tu cartera de energía y específicamente Yamal. Hoy te citaron en torno a las sanciones y la falta de capacidad para desviar los cargamentos. En el pasado, creo que dijiste que podrías desviar algunos hacia Asia o mantener algunos. Entonces, ¿cuál es tu comprensión más reciente sobre cómo se aplicarán esas sanciones? Patrick Pouyanné: De acuerdo. Namibia. Primero, de nuevo, la buena noticia es que como hicimos esta transacción con GAAP, las autoridades nos conocen: nos perciben, como diría yo, inevitables. Así que estamos allí, y seremos la empresa que les ayudará a establecer la industria del petróleo y el gas. Entonces, el diálogo incluso en Venus fue mucho más, diría yo, constructivo; es una administración nueva. Es un país nuevo para el petróleo y el gas, así que tenían que aprender. Pero nos ven como el motor de la capacidad para entregarlo. Y diría que les explicamos que tenemos una oportunidad porque ahora hemos recibido las licitaciones. Y honestamente, estamos dentro del rango de los CapEx que anticipábamos, lo cual es una buena noticia porque también hay más apetito por parte de los contratistas para volver a operar con TotalEnergies. Así que este acuerdo ha generado para nosotros un buen círculo virtuoso, diría. Entonces, quizá soy optimista, pero también tenemos por delante que las autoridades se organicen ahora para poder involucrarse con nuestros equipos. Estamos trabajando como equipo. Así que la idea de poder sancionar a mediados de año es que vemos si podemos entregar. Pero claramente está en el programa colocado por el Presidente, y veremos si podemos llegar al punto en el que podamos sancionar eso. En Mopane es muy diferente. Mopane tiene una permeabilidad, que es mucho más fácil. De nuevo, nos enfrentamos a un desarrollo, que diría que es más o menos una especie de desarrollo grandioso de más o menos buen desarrollo. Así que no—y de nuevo, funciona con los CapEx que tenemos en mente en el ámbito fiscal; funciona sin tener que negociar muchos elementos. El punto sobre Mopane es que sabemos que es grande. No sabemos si es muy grande o grande. Entonces, la idea del programa de preventa. ¿Son 800 millones, 700 millones, 800 millones de barriles? ¿O son 1,1, 1,2? Así que necesitamos ver—porque de hecho, los últimos pozos que perforaron y que se descubrieron claramente con una extensión en el Suroeste. Así que necesitamos ver hasta qué punto va esa extensión porque esto podría influir en la forma en que desarrollamos el yacimiento. Así que no queremos hacer—esa es la idea de los 3 pozos, que han sido completamente, por cierto, pagados en línea con la ayuda del programa. Así que de nuevo, la idea es que podremos ganarlo. Y si lo hacemos, deberíamos poder sancionarlo para el '28 y luego avanzar. Así que la idea es tener un proyecto y el otro avanzando detrás. Y obviamente hay sinergias. Y para TotalEnergies, por cierto, también ayudará discutir todas estas conversaciones de negocio porque tenemos la perspectiva totalmente hacia Venus, que estaba un poco limitada, pero tenemos más que eso. Así que en términos de la forma en que abordaremos esta conversación fiscal, ayuda a todo el mundo. Y creo que nos hemos involucrado de una manera inteligente y buena. Entonces, el '26 para nosotros, enfocado en Namibia, será importante. Y de nuevo, tenemos la oportunidad de desplegar allí nuestra competencia de manera muy eficiente. Yamal, primero el '26 será el '26. Para el '26, no hay sanciones a corto plazo, pero no, no tenemos acuerdos a corto plazo con ellos. Solo hacemos contratos a largo plazo. Así que el '26 será según eso. Para el '27, hay—una cosa que está clara: ya no hay importación en la UE. Así que este contrato se debatirá. De hecho, hoy, legalmente, hay un signo de interrogación porque, tal como está escrito, hay un signo de interrogación: ¿es solo importación para ti o es importación en todas partes del mundo? Eso significa: ¿una empresa europea como TotalEnergies está prohibida para gestionar cualquier LNG ruso? La intención no era esta inicialmente, lo que entendimos del texto, pero hay—en la forma en que está escrito hoy, estamos obligados a haber entrado.Hemos entablado conversaciones, yo diría, con el tesoro francés y la comisión en la nueva comisión. Así que, aclaración. Y por lo tanto no puedo responder completamente a sus preguntas. Tal vez tengamos que renunciar realmente a comercializar cualquier LNG de océano, y tendremos que obedecer, obviamente. No era nuestra interpretación, pero tal como está redactado, habría esa interpretación, así que estamos dispuestos a aclarar ese punto. Así que en esta etapa, no puedo decirle más sobre esto. Lo que permanecerá es que, incluso si no podemos comercializar, podemos seguir siendo accionistas de Yamal, lo cual es otro tema para nosotros, porque para nosotros Yamal es una fuente de actividad: ser accionista de la propia empresa, el activo, incluso es difícil conseguir algunos dividendos, pero como actividad y luego también la parte de comercialización. La segunda solo cubre hoy la parte de comercialización. Así que no hay una medida de fuerza, no hay, quiero decir, reglas, que nos obligarían a salir de Yamal. Así es donde estamos para Yamal. Matthew Lofting: Matt Lofting en JPM. Dos preguntas, por favor. Pero primero, usted habló varias veces sobre los beneficios de los barriles de mayor margen y eso es como para conectar la diferencia entre 10 dólares por barril de 26 frente a 24. Ningún barril nace igual. Así que me preguntaba si podría ampliar un poco eso, geológicamente, en términos fiscales, tamaño de los activos, etc., cuando piensa en el crecimiento frente a la cartera base. Y luego, en segundo lugar, quería preguntarle sobre M&A. Noté durante los comentarios de JP que usted hizo referencia a que las acciones listadas en EE. UU. y que potencialmente podrían ser una especie de fuente para respaldar M&A en EE. UU. en el futuro es obviamente una provincia que históricamente la empresa ha sido bastante prudente en la visión sobre las valoraciones. Entonces cualquier idea que tenga al respecto sería apreciada. Jean-Pierre Sbraire: No tiene sorpresas. Tenemos eso, pero queremos aumentar nuestro gas upstream en EE. UU. Así que es bastante claro. Hemos hecho diferentes operaciones. Todavía, yo diría, existe una brecha de casi 1 Bcf. Así que podemos hacerlo mediante muchas operaciones pequeñas, de modo que podamos hacerlo de otras maneras. Estamos estudiándolo. lo que GP no le dice es que lo haremos. Solo le dije que tenemos una moneda con la que podríamos hacer algo de M&A en EE. UU. Y cuando observa que, en EE. UU., es mejor hacer acuerdos con acciones. La ventaja es de más del 10%; puede hacer una operación en efectivo, pero es mucho más caro debido al régimen fiscal. Esa es una de las ideas. Veremos si funciona o no. Ya no tenemos más comentarios al respecto. Pero la idea de continuar buscando acceso a gas upstream en EE. UU. es una prioridad clara para nosotros. En 25 estaba y sigue siendo así por aclarar. Y luego, sobre el alto margen, sí. Puede tomar, si va a la diapositiva 10. Donde estaba el famoso [indescifrable]. Estaba seguro sobre la pregunta. No le daré todos los detalles, pero tiene algunos campos petroleros y tiene algunos campos de gas. En general, los márgenes del campo petrolero son mucho mejores que los de los campos de gas, puedo decirle. Y los campos petroleros que están allí son 2 en el Golfo de América. Así que ninguna sorpresa. El crecimiento en América está entregando un margen bastante alto porque los términos fiscales son bajos en comparación con otros. Y tiene Brasil, que también está dando una buena parte de caja. Así que esos son los 2. Entonces pienso: y luego, el gas en general es más bajo o más tradicionalmente uno. También es cierto que en la combinación, no está ahí, pero estamos reemplazando barriles del Mar del Norte o barriles de Nigeria, SPDC, que honestamente no tienen un gran, o tienen un margen bajo. Así que reemplazamos este tipo de barriles por barriles que tienen un margen mucho mejor, incluso los barriles de gas tienen un margen mejor para algunos de ellos que el que teníamos en la cartera. Así que eso también, diría, es una mezcla de barriles que crecemos en la cartera. Irene Himona: Irene Himona, Bernstein. Si vuelvo a los barriles que generan caja de forma accretiva: si pensamos en el valor, no como flujo de caja, sino como flujo de caja, ¿hay algo que podamos decir sobre el CapEx de los nuevos barriles y, combinado con el petróleo y gas heredado, y por lo tanto, la generación de flujo de caja libre de los nuevos barriles?Y luego mi segunda pregunta sobre la potencia integrada. Quiero decir, obviamente, será un hito importante convertir este año o el próximo año un negocio relativamente joven y de un crecimiento muy rápido en generación de flujo de caja libre positiva. Cuando observo el subsector de las energías renovables dentro de las utilities, todas están en números rojos de caja y siguen en números rojos, quizá con una excepción. Así que quería entender qué es lo que ustedes han hecho tan distinto respecto a empresas que están en ese negocio desde hace mucho más tiempo que ustedes, algunas de las cuales son muchísimo, muchísimo más grandes que ustedes. Jean-Pierre Sbraire: Puedo darle la vuelta a la pregunta: ¿por qué no hacen ellos como nosotros? No lo sé. Pero sé mis cifras: no tengo una experiencia enorme y estamos: nuestro Consejo nos pide permanentemente que hagamos comparaciones con esas grandes empresas, pero el tamaño del negocio nos dificulta hacerlo. Honestamente, quiero decir, quizá Stephane tenga una receta. Es una mezcla de: quiero decir, de nuevo, la integración entrega una caja global. En 26, los 3.000 millones que consideramos que serán 6% provendrán de lo que llamamos upstream, que son renovables y plantas de energía a gas, y 40% del downstream, que son los clientes, B2B, B2C y el trading. Así que, para que se hagan una idea, esa es la fuente de la caja. En la parte renovable, seguimos invirtiendo. Pero en términos de flujo de caja libre, el hecho de que reciclamos el CapEx: ya sabes, reciclamos mucho. Este año, hemos vendido 2.000 millones en renovables, lo que nos permite financiar, de hecho, casi: no todo, pero el 70%, 80% del CapEx orgánico. Así que ahora estamos en 8 gigavatios estabilizados. Ahora estamos construyendo más cada año. El flujo es de 8 gigavatios. Tenemos una especie de modo permanente en el que, de hecho, financiamos más o menos el 80% del CapEx renovable mediante el reciclaje del CapEx. Y eso ayuda mucho porque, quiero decir, es como 500 millones de dólares, y generamos más de eso con nuestra cartera renovable. Para ser claros. Así que esa es, creo, la disciplina. Sé que la pregunta es: ¿realmente se puede reciclar? Y aquí hemos logrado hacerlo de una manera bastante propia. Y ahora creo que estamos empezando a establecer algunas plataformas, por ejemplo, en EE. UU. con algunos socios grandes para [indiscernible] quizá, en las que comenzamos a ver si podríamos dar seguimiento y continuar, diría yo. Y las desinversiones de granja de 2026 podrían hacerse con una de estas plataformas. Así que empezamos a industrializar esta parte del modelo. Pero, de nuevo, es porque tenemos una visión, una visión a largo plazo: estabilizamos en 8. Y quizá mis pares tienen: no lo sé, tenemos otras ideas para desarrollarlo. No sé si esa es la forma en que lo vemos. Pero tomo tu punto sobre la generación de flujo de caja libre a nivel más global. No lo miramos de esa manera, pero esto es lo que pasa en las renovables. Entonces, al final, por cierto, este año, no: no gastamos 4.000 millones. Gastamos solo 3.500 millones. Parte de ello, pero en la parte renovable, los proyectos de CapEx han sido un poco más lentos, pero pudimos gestionarlo y gestionar el crecimiento con menos. Creo que también somos más selectivos en: más enfocados. Sé que, a partir de 26, uno de los planes en la parte renovable es eliminar de muchas geografías muchos productos pequeños. Y, sinceramente, cuando tienes muchos proyectos pequeños en muchos países, es ineficiente. Tenemos dificultades para hacer seguimiento. Tienes demasiados equipos por megavatio. Así que ahora prefiero concentrarme en menos países, pero creo en equipos que sean más eficientes, en lo que diría, megavatio por persona. En la primera mitad. Así que esa también es la variedad. Michele Della Vigna: Quiero hacer 2 preguntas. Hemos visto, al abrirse en varios países o al menos en mejores condiciones fiscales, que Hotel ha operado en el pasado desde Venezuela hasta Siria, Kuwait, etcétera. Ya hemos visto el éxito que han tenido en Irak y Libia, que ha llevado a nuevos proyectos. ¿Cómo piensan en estas oportunidades? Y luego quería preguntarles sobre Tilenga. Empieza a operar al final de este año. Es una parte importante del crecimiento del próximo año. ¿Cuándo esperas que llegue a las primeras fases? Jean-Pierre Sbraire: El meseta debería elevarse para mediados de '27, para ser claros. Primero, cuando se inició este año, [ segundo tren ] en la primera mitad, por lo que la meseta estaría para mediados de '27. Hay un retraso, para ser honesto, no es un rendimiento fuerte en lugar de la construcción. Ahora estoy seguro, honestamente, es cierto que es bastante complejo de -- la principal dificultad que enfrentamos fue movilizar a la gente en tierra. No había tanta, diría yo, gente con las competencias adecuadas localmente, y nos hemos visto obligados, y uno de los principales contratistas, como parte central de su negocio, a uno de los subcontratistas, a encontrar personal, a llevar personal. Así que tenemos mucho más personal chino en tierra de lo que planeábamos tener, y todo eso hace -- perdimos algo -- Creo que perdimos para mí un año completo en toda la movilización en tierra. Así que ahora está en marcha. El progreso vuelve al calendario. Nicolas lo está siguiendo cada semana en sí mismo. Así que estamos de vuelta, pero es -- hay un retraso, es un costo. Tenemos otras fuentes de crecimiento, así que se notará el próximo año. Sobre la primera pregunta. Primero, nosotros -- nos gusta lo que hemos hecho en Iraq. Podemos hacer más en rack. Hemos abierto la puerta. Algunas de estas siguen adelante. Pero de parte de las autoridades iraquíes, recuerdan que abrimos la puerta. Así que nos reciben y trabajaremos con ellos. Se pondrá en marcha un nuevo gobierno. Creo que tenemos una asociación fuerte con los qataríes -- Qatar también con QE. Y hemos establecido y, honestamente, los equipos para poder en 2 años firmar todos estos contratos en Iraq. Es un desempeño enorme para los equipos haber podido pasar por todo el sistema y también una buena relación con la Basrah Oil Company. Así que todo eso es un ecosistema, que -- así que sigamos con Iraq. Libia -- es más -- no son montañas rusas, pero no sé, vivir en montañas. Lo gestionamos juntos con Conoco para tener estos nuevos términos fiscales. Así que ahora podemos -- tenemos mejores condiciones de carga, que se aplicarán a la producción existente. Pero tenemos un incentivo para invertir. Así que queremos invertir en el proyecto North Gialo, donde el principal desafío será movilizar contratistas, porque Libia todavía no es, diría yo, un país completamente estable. Veo mucho entusiasmo, pero aún es -- así que necesitamos convencer a buenos contratistas y a contratistas fuertes para que vengan y -- para poder construir en Libia. Pero de nuevo, en ambos casos, es un petróleo muy barato. Así que renovar reservas, hay un gran potencial allí. Está bien. La producción de Waha hoy está alrededor de 400.000 o 350.000 barriles de petróleo por día. Podemos aumentarla fácilmente a 500.000, 600.000 barriles de petróleo por día. Hay un enorme potencial que se ha identificado para no ejecutar proyectos más allá de eso. Mencionaste algunos países interesantes, muy diferentes. Kuwait, estaba en Kuwait. Así que tengo interés por Kuwait. Tengo un sueño, que es poner TotalEnergies en cada país del Medio Oriente. Así que sigo. Han anunciado que estaremos abiertos a un socio internacional para desarrollar o no, offshore o no, veremos. Lo analizaremos. Necesitan cierta competencia por parte de, como lo vemos. Obviamente, no somos los únicos, pero es una oportunidad. Quizás. ¿Cuáles son los términos fiscales? No lo sé. Necesito ver si al final es porque todo eso depende de riesgos y recompensas. Esta zona, el interés, tal vez no sea tan alto, de hecho. Y así, nuestros equipos exploradores están mirando con otros juntos para ver qué pensaremos sobre la calidad de las rocas y no quiero juzgarlo. Les pedimos que lo revisen. Pero sabemos que en tierra firme, estábamos produciendo, pero el interés que tenemos es bastante pequeño, diría yo, para nuestro tamaño. Así que al final también es una cuestión para nosotros. No tenemos recursos infinitos, recursos humanos y competencias. Así que podemos -- no podemos ir a todas partes. Y ahora tenemos estos nuevos medios. Claramente, veo mucho más potencial de ganancias en Namibia hoy que en la pregunta también, así como potencial para el futuro.Y Venezuela, ya respondí: no está en el montón de mis multas. Porque somos consistentes: hemos dicho en el pasado y -- pero concentramos nuestras inversiones en petróleo, que es inferior a 20 dólares por barril, petróleo de bajo costo. El petróleo en Venezuela no encaja con eso porque no es solo upstream; también es upgrading en todo el sistema. Estamos ahí. Así que creo que -- no es una prioridad. Y pienso que todo lo que necesita estabilizarse antes de llegar a todo eso es eso. Eso es. Patrick Pouyanné: Chris? Christopher Kuplent: Dos preguntas. La presentación, Patrick. He notado que el enlace de distribución de CFFO ha desaparecido. Y me pregunto si, dado el cambio en el flujo de caja libre que proviene de la potencia integrada, están considerando cómo eso cambia su vinculación en términos de políticas de distribución a medida que avancemos hacia 2027. Y por último, la potencia integrada realmente ayuda a financiar algunas de las recompras y los dividendos. Esa es la pregunta número uno. Y la número dos es, de nuevo, sobre M&A. Supongo que EPH fue un gran ejemplo de un acuerdo no competitivo. Pero luego Namibia fue muy competitiva, y parece que ustedes deberían estar en buena posición para decirnos cómo es el entorno de M&A hoy para lo que llamemos recursos no desarrollados. ¿Dónde ven el mercado ahí? Unknown Executive: La mención de más de un 40% de distribución estuvo en la última diapositiva, si recuerdo bien. Así que no desapareció. Es solo -- es 40. De nuevo, creo que quedará claro que este año Jean-Pierre dijo 40%, 55% de distribución: es demasiado alto. Esto es cosa de la junta. 55%, llegamos a un punto donde estamos altos. Y de hecho la distribución ha sido alta, y la financiamos con la deuda. Fundamentalmente, cuando miras las finanzas de 2025, la recompra se ha financiado con la deuda, lo cual es posible. Para mí, la visión que tengo es que en el 22 se benefició de un efectivo extraordinariamente alto, que, por cierto, redujo la relación de deuda neta hasta el 7%, 8%. Así que tener un año en el que en algún punto devolvemos parte de ese efectivo adicional que obtenemos en el 22, el 23, a través de esta recompra en el 25. Es una forma agradable. Lo hemos hecho mediante un dividendo especial. Lo hacemos para recompra. Volvemos a, diría, una relación de apalancamiento normal de alrededor del 15%. No podemos repetirlo. No podemos repetirlo. Así que la guía del 40% probablemente era buena cuando se la dimos, ¿de acuerdo? Veremos que la potencia integrada es una buena noticia porque, gracias a EPH, aceleraremos el cierre del año; podría ser en 26: ¿cuándo estaremos en positivo en caja neta? Así que esto cambiará. En nuestros planes no estaba del todo claro que lo alcanzaríamos. Aceleramos. Estamos cada vez más seguros, incluso si entiendo la duda de Irán: ¿qué encontraste? ¿Hay algo, algún tipo de magia, que podría desaparecer de repente? Por eso soy cauteloso. Sigo monitoreando eso paso a paso para observar los resultados, el flujo de caja, y entonces estaremos más seguros. Así que no puedo cambiar la guía solo porque tengo una perspectiva. Quiero que se entregue y entonces podremos construir sobre eso con ustedes y ver -- darles más guía, incluso sobre este negocio de producto integrado. Y el recurso desarrollado es fundamental. Tenemos que tener acceso a desarrolladores, siempre mirando la forma en que hemos gestionado renovar nuestras reservas durante los últimos 3 o 4 años. Cuando observamos lo que hemos hecho, parte viene de más exploración en Morgu, Namibia, Kaminho. Pero, por supuesto, hubo otras 2 grandes fuentes: una, la parte de LNG, los acuerdos de Qatar; obviamente, están dando resultados bastante grandes. Y también desde la parte de los Emiratos o las concesiones de los EAU que compramos en 2015. De hecho, estamos planeando producir 4 millones de barriles por día. Hoy vamos a 5 millones de barriles por día, lo cual es un aumento enorme. Se benefician de ese evento. Si tuviéramos solo entre 10% y 20% más allá de eso, tienen un recurso bastante grande. Y así que creo que esta es una lección, por cierto: cuando adquieres una licencia en un país de este tipo, no deberías mirar solo lo que obtienes de inmediato, sino el potencial de crecer más allá.Y sí, seguimos trabajando en este ID, como ya lo hicimos en Iraq, como en Libia, y eso forma parte del negocio. Y podrías tener acceso a eso a costos muy, yo diría, bajos. En [indiscernible], logramos conseguirlo. No sé si fue competitivo. Fue una competencia larga, que en cierto punto, y aun ahora, no sé adónde vamos. Al final, tuvimos un hedge, para ser honestos, fuimos los únicos que pudimos ofrecer un swap en algún lugar de esta posición en Namibia en Venus. Y esto fue muy atractivo para ellos. Así que es gracias a nuestra exploración, pero en algún punto nos embarcamos en el acuerdo con Gal. Así que hay implicaciones. Creo que eso es lo que -- hoy, el mercado sigue alto, sigue siendo caro. Así que necesitas ser inteligente. No quieres pagar en efectivo. Gastos retenidos -- la gente aún espera $70 por barril. Los acuerdos en M&A son bastante caros. Así que esto no es lo que hemos hecho. Necesitas -- pero le di una restricción a Arnaud cuando vino de mí: si lo conseguimos, está bien, pero sin efectivo. Así que encuentra una buena idea. Encuentras la idea del swap. Sin efectivo. Sigamos. Ejecutivo desconocido: De acuerdo. ¿Lydia? Lydia Rainforth: Es Lydia de Barclays. Y 2 preguntas sobre lo relacionado con IA. Sobre la idea de vender a centros de datos, ¿cuánto de esa -- en general, algo sobre 60 terawatt horas que pasa a 100 terawatt horas: cuánto de ese incremento crees que puedes vender a centros de datos? Y ese 10% de prima, ¿en realidad es suficiente porque, en última instancia, el valor que tiene para los datos conseguir energía de inmediato, posiblemente se deba -- deberías poder obtener primas más altas? Solo lo cuestiono. Pero -- y luego la segunda, la de que TotalEnergies sea propietaria de la IA. Patrick, hablaste sobre conseguir agentes la próxima semana. Pero esa idea de qué sorpresa aquí: ¿es un aumento de producción, el 1%, 2% al año? ¿Son tasas de recuperación? O sea, qué -- o sea, y no -- no voy a discutirlo contigo, pero solo esa ambición alrededor de ello. Ejecutivo desconocido: De acuerdo. Aprendí que tienes un agente, así que necesitas enseñarme. No, claramente, pero voy a dejar el turno al piso a Namita y Stephane para que respondan la pregunta. En la segunda, más -- sí, estamos mirando la disponibilidad de las plantas. Quiero decir, las tasas de recuperación quizá. O sea, en el subsuelo, todavía -- no -- no estamos demasiado claros. Hay un trabajo, pero no está tan claro. Es más realmente en la forma en que operamos estas máquinas para ser más eficientes, para ganar un 1%, 2% de disponibilidad adicional porque tenemos un mejor mantenimiento. Pero en realidad en el subsuelo, soy escéptico con esto. Pero de nuevo, estamos trabajando. Entonces, Jean, tú respondes la primera pregunta. Namita, y puedes complementar, y Nicolas, ¿la primera? ¿La otra? Patrick Pouyanné: Entonces, sobre la primera pregunta, cuál es el potencial: está claro que en EE. UU., vemos que notablemente en Texas, donde tenemos nuestra producción. Eso es 1/3 del crecimiento del mercado. Entonces -- quiero decir, eso es una indicación de lo que podríamos imaginar para nosotros en EE. UU. aún no se ha materializado en Europa, pero vemos Brasil, el debate en curso del primer acuerdo. Así que creo que eso va a llegar. Y en Europa, está claro que podría incluso ser más porque no vemos la misma demanda industrial. Así que podría ser aún mayor. Entonces tenemos que ser cautelosos con la prima porque ellos -- como intento explicar, son un recurso de ingresos. La primera es la adición, la prima adicional que puedes vender a través de tu PPA. Esa es una. Y honestamente, no espero obtener mucho más de eso que lo que es hoy. Pero segundo, el hecho de que puedas proporcionar terrenos, el hecho de que puedas darles acceso a la red de conexión, eso se puede vender. Y eso no está incluido en el PPA, y eso puede ser un valor que todavía importa, que puede ser un valor de tamaño. Y el último punto que necesitamos tener en cuenta, especialmente en un mercado como Texas, por ejemplo. Todos sabemos que los precios están vinculados al nodo. Así que donde estás.Y podría haber alguna diferencia entre el precio en el nodo, el precio en el conocido y el precio global. Si eres capaz de aportar una demanda adicional, vas a mejorar el equilibrio entre oferta y demanda de donde estás. Y eso es, sobre todo, una implicación fuerte, no del contrato que estás vendiendo, sino de si tienes un volumen de activos; entonces vas a mejorar no solo lo que vendes, sino también lo que vendes sobre el resto de tus activos. Y esa parte indirecta también es muy importante. Una de las razones por las que vemos tantos grandes integradores y a los que intentamos atraer es también para mejorar globalmente el nivel del mercado. Así que si empiezas a acumular la idea, entonces que haya una mejora significativa de tu rentabilidad. Namita, ¿quieres comentar? Namita Shah: Sí. Estoy de acuerdo con lo que dijo Patrick; nuestro objetivo principal, por supuesto, es aumentar la producción. Y puedo darte algunos ejemplos concretos. El primero es, simplemente, lo digital en general. Si miramos algo como el control de procesos, que fue algo que hacíamos mucho en nuestras refinerías, pero que ahora se puede hacer en nuestros activos de exploración y producción con algunas de las pruebas que hemos realizado: incluso un aumento de entre el 1% y el 2% de la producción en nuestros activos es, por supuesto, enorme. Pero luego, si le sumas cosas como menos averías, de nuevo, tradicionalmente nos centramos en piezas de equipos muy grandes, como nuestras turbinas. Pero lo que nos damos cuenta es que tenemos muchas averías con piezas de equipo muy pequeñas, y la idea de conseguir conexiones con más del 70% de nuestro equipo es tener menos averías. Entonces esa combinación es algo que, obviamente, aumenta la producción. En el lado del subsuelo, probablemente estamos en etapas muy tempranas de si podemos lograr más recuperación, pero donde realmente puede ayudar es a acelerar. Eso significa acelerar los FID, si puedes analizarlos más rápido. Y si puedes perforar más rápido y con más precisión, lo que significa también conexiones más rápidas, no solo en proyectos grandes, sino en los más pequeños. Así que creo que esas son dos de las principales áreas de enfoque donde pienso que en exploración y producción podemos usar la IA de manera efectiva. Patrick Pouyanné: De acuerdo. ¿Alessandro? Alejandro Vigil: Alejandro Vigil de Santander. El primero es que me interesa su regulación en Europa. Ahora bien, ustedes van a ser uno de los mayores generadores en Europa después de la adquisición de EPH. Entiendo sus puntos de vista sobre el sistema, que necesita algunos cambios, etcétera. Y la segunda pregunta es que también estamos viendo un proceso de consolidación en todos los servicios y la perforación y parece que hay una nueva ola de inversiones en el negocio upstream. Sus comentarios sobre la posible inflación de costos en la inversión en el upstream. Jean-Pierre Sbraire: Como punto, depende del mercado. Depende del mercado. Pero si tienes un mercado que ya está limitado a 3 actores o 4 y tú pasas a 2, esto se convierte en un problema. No, lo tengo claro. Así que hay algunas conciliaciones que no apoyamos porque, al final, vemos el impacto. Por cierto, hoy, creo… y lo observamos en las licitaciones: en las ofertas que acabamos de recibir para Namibia, vemos una estabilización del mercado. Yo creo que está vinculado al precio del petróleo. Ahora estamos más cerca de 80 que de 70, podría bajar más. Así que creo que tiene un impacto, de hecho, en la industria de servicios. Pero… para ser honesto, incluso algunas empresas, algunas compañías de servicios, han intentado combinar sus ofertas enlazando pozos y subsea. No vimos, sinceramente, en las ofertas que recibimos ninguna ventaja de ello. Entonces intentan promover una integración para nosotros. Quizá sea bueno para ellos. Pero como cliente, no vimos mucho valor de este tipo de enfoque de integración, diría yo, en subsea y pozos o cosas así. Trabajamos mucho. Y aunque estemos dispuestos a mirar en particular la perforación, estamos desarrollando hoy un enfoque en el que ofrecemos contratos más integrados en lugar de que nosotros mismos tomemos las diferentes partes y se las demos a una sola empresa.Lo hemos hecho en Irak por razones obvias para ser más eficientes. Queremos hacer lo mismo también para los pozos en Surinam. Allí vemos un valor añadido para nosotros: elegir uno que se integre, que les viene bien a ellos, pero también que nos viene bien a nosotros. Así que, en este caso, la demostración tiene que hacerse, pero nosotros, como clientes, realmente nos beneficiamos de este tipo de consolidación o integración. Así que me gusta la competencia, fundamentalmente. Es mejor mantener la competencia. Por cierto, es normal en el mundo [ liberal oil ]. La regulación de CO2 en Europa. Es una pregunta interesante para Stephane porque Stephane es un tipo que me dijo permanentemente que hay que promover el precio del CO2 por las renovables. Ahora tiene algunas centrales eléctricas alimentadas con gas. Así que veamos qué hará: nosotros resolveremos entre las dos partes. Así que la pregunta es para ti, Stephane. Stephane Michel: No, creo que hay varias preguntas. Una es que tenemos el sistema ETS One, donde hay una cuestión sobre qué tan rápido vamos a reducir el nivel de Qatar y cuál será la consecuencia en el precio del CO2. Como se mencionó, Patrick, nosotros somos compradores de CO2 para nuestra industria de refinado. Y al mismo tiempo, los precios de la electricidad están vinculados al precio del CO2: tenemos CCGT, que tienen más valor cuando el precio del CO2 es más alto; tenemos renovables, que tienen más valor cuando el precio del CO2 es más alto. Así que está claro que la parte integrada de la generación eléctrica se beneficiará de un aumento del CO2. Hay una cuestión hoy sobre hacia dónde va ese mercado, dada la combinación entre la rapidez de la disminución y potencialmente el aumento de la demanda. Estamos bastante contentos con cómo está funcionando el mercado hoy y con ese equilibrio. Y al final, si queremos que tenga lugar la transición, tendrá que hacerse con un precio más alto del CO2. Al mismo tiempo, necesitamos ser prudentes sobre lo que pasará para la industria, porque también tenemos que mantener la demanda de la industria, que es un aspecto. Luego está el sistema ETS 2 y demás, pero eso tiene, sinceramente, una consecuencia marginal sobre lo que hacemos. Así que nos centramos más en el ETS One, en el que, como dije, estamos bastante satisfechos con la situación actual. Patrick Pouyanné: Entonces, fundamentalmente, nos gusta el precio del CO2, para que quede claro. Si no, no habrá transición. Así que que sea Europa quien decida lo que quiere. Luego, si quieres hacer una excepción para los grandes emisores o tu industria pesada, tienes que hacerlo; si quieres apoyar a estas industrias sin necesariamente hacerlo a través del precio del CO2, que son dos temas distintos. El debate mezcla ambos, pero puedes tener otras formas de apoyar a tu industria pesada que no sea solo reducir el CO2 o frenar la disminución de las cuotas, etc., etc. Creo que esta es una pregunta fundamental para los responsables políticos. Y hoy el debate es difícil. Unknown Analyst: [ Matt con UBS. ] Dos preguntas. La primera es sobre las FID de 26, 27. Mencionaste Venus para mediados de 26; ¿qué otros proyectos ves como quizá más probables de avanzar en los próximos un par de años, cuáles son más desafiantes en el cruce entre petróleo y LNG? ¿Y luego, en segundo lugar, sobre LNG: durante la presentación mencionaste el riesgo de retrasos de nuevos proyectos en 26? ¿Qué ves como riesgo para los proyectos en los que ustedes están involucrados en Qatar? Patrick Pouyanné: De nuevo, yo estaba en el de nosotros en NFE en Qatar. Estuvimos en Doha; toda la industria estaba en Doha la semana pasada. Y discutimos: una vez más, yo hablé no solo con los qataríes, sino con Technip Energies, que es un contratista principal. Dicen segundo trimestre: lo pasamos a tercer trimestre. Somos un poco cautelosos. Así que el tercer trimestre probablemente sea más la realidad. Veo que eso avanza bien sobre el terreno. Veremos si se finaliza. Pero de nuevo, no lo veo como un riesgo en este caso. Sobre ECA, creo que hemos tenido que esperar mucho, pero ahora vuelve a ser: Technip está transfiriendo la instalación para mayo, creo, y nosotros dijimos tercer trimestre. En este, podríamos enfrentar algunos problemas de calidad.Tenemos una preocupación sobre la calidad del trabajo que se ha realizado. Así que esto hay que revisarlo. Pero de nuevo, el tercer trimestre para ambos. La sanción en '26. Así que tenemos Venus. Tenemos un proyecto en Nigeria llamado IMA, que es un proyecto de gas para seguir alimentando este Tren 7, famoso Tren 7. Así que hemos avanzado mucho. Ahora hemos lanzado las licitaciones. Tuvimos una reunión la semana pasada sobre ello. Así que dijimos: adelante. Entonces la idea es sancionar los proyectos en '26, y es importante. Es un proyecto fácil, pero en Nigeria, incluso si es fácil, siempre va un poco lento. Nos encontramos con algunos obstáculos, obstáculos locales, pero parece ser este. Luego tenemos la cuestión de Papua LNG. Así que o sancionamos o tenemos un problema. El plan es sancionar en '26. Veremos que hay diferentes líneas de trabajo juntas para reunir todo porque es un CapEx, es fiscal—CapEx, financiación y marketing. Así que tienes diferentes líneas de trabajo. Deberíamos convergerlas todas a mediados del año, yo diría. Aún no está hecho. Pero si no logramos hacerlo, ahora que creo que hemos optimizado el CapEx, no vemos qué podríamos hacer mejor que lo que tenemos. Estamos en torno a 14 mil millones de dólares, 15 mil millones de dólares, no en 18 mil millones, pero no en 12 mil millones. Por eso hago esta llamada. Así que tenemos una discusión clara, una participación clara con el gobierno y con los socios. Vemos dónde aterrizamos, y tendremos que tomar la decisión en '26. Pero yo diría, ¿qué más tienes? Nicolas? Nicolas Terraz: Tenemos el cap de gas en los EAU. Patrick Pouyanné: Sí, pero eso es una licencia que hay que obtener, así que todavía no es una decisión. Nicolas Terraz: [indescifrable] Patrick Pouyanné: Oh, es desarrollo de negocio. No, no. Vas demasiado rápido. No, no, no. No hay manera. Esa es la ambición del upstream. No, no, no. No tengo forma de obtener el FID del Marsa Train 2 en '26, '27, no hay manera. Tienes que perforar un pozo para evaluarlo. Vale, así que conozco nuestro proceso. Pero es bueno tener algo de buen impulso por parte del presidente de Upstream; después, simplemente les pediré que nos informen al respecto. Así que no, no. Esto sigue siendo desarrollo de negocio, este. Estamos trabajando con [omaní] para decir que más allá del primer tren, podríamos construir otro, aprovecharlo. Hemos identificado algo de gas. Necesitamos estar seguros de que tenemos suficientes recursos de gas. Yo no haré—no construiremos un tren sin estar seguros de tener el gas. Eso es fundamental para mí cuando hablamos de LNG. Vale. ¿Qué más? Kim Fustier: Soy Kim Fustier, de HSBC. Dos preguntas rápidas sobre el upstream, por favor. La primera es sobre Mozambique LNG. Ahora han reiniciado la construcción. ¿Podrían hablar sobre el calendario revisado del proyecto en términos de remobilización y primer LNG? Y en segundo lugar, quizá solo una palabra sobre la transacción NEO NEXT+ en el Mar del Norte del Reino Unido. ¿Cuál es—supongo, cuál es el impacto allí en la producción, el CapEx, tal vez en el crecimiento futuro? ¿Y ven una estructura similar en otro lugar del mundo que potencialmente se aplique? Patrick Pouyanné: La segunda pregunta, perdón? Kim Fustier: NEO NEXT+. Patrick Pouyanné: Oh, NEO NEXT+. De acuerdo. Primero, hemos sido claros. Hemos reiniciado. Hoy, visité—estuve con el Presidente de Mozambique en—en Afungi. Así que ya tenemos casi 5.000 personas en el terreno, 4.000 locales, 1.000 expatriados. Necesitamos llegar a 15.000 para ir a plena velocidad. Así que el ramp-up despegará. De hecho, otra vez, yo diría que toda la ingeniería está hecha en un 90% o 95% y la contratación del suministro de todos los elementos de larga entrega ya se ha completado. Así que ahora se trata de construcción en el terreno. El plan es entregar el proyecto para '29, quizá en '28, pero digamos que '29 para estar seguros. Este es un plan en el que trabajamos hoy. Y de nuevo, la remobilización: no hay contratistas alineados. Así que lo haremos. Y creo que es realmente una cuestión de construcción. La mayor parte de la contratación, todo está listo porque, de hecho, invertimos algo—no estuvimos quietos durante los años. Tratamos de avanzar todo lo que pudimos en el proyecto.En la transacción del Mar del Norte, así que sí, hay -- al final, tenemos un impacto -- un impacto positivo en la producción; el 47,5% de la producción global es más de lo que tenemos en nuestra participación, alrededor de 10.000 barriles por día, creo. Tenemos un impacto positivo en el CapEx porque tenemos algunas sinergias allí. Así que reducimos el CapEx en 100 millones de dólares o algo así. Y luego veremos qué haremos juntos. Creo que, claramente, habrá sinergias en el OpEx, es evidente. Lo están haciendo hoy entre Hitech y Repsol. Así que llevaremos a nuestros equipos. Y de nuevo, queremos optimizar. Es maduro. Es mejor hacerlo en conjunto, gratis, que por separado. Hay otro impacto positivo del acuerdo en el costo de abandono del lado del CapEx, porque la idea completa es tener una especie de fábrica de abandono, diría, de manera eficiente. Sin embargo, en cada empresa, y por cierto, desde esta perspectiva, no estoy seguro de que nuestros ingenieros sean los más baratos del planeta para abandonar pozos. Son muy cautelosos. Así que creo que tener eso -- y hay mucho trabajo que hacer y que planificarlo, incluso con las autoridades de una manera más inteligente que si estuvieras solo y obligado a hacerlo. Así que también hay una ganancia desde esta perspectiva. ¿Queremos desarrollar el mismo modelo en otro lugar? No. No veo dónde. Quiero decir, sé que tenemos esa oportunidad. Y honestamente, todo eso también se impulsó, como sabes, debido al aumento fiscal en el Reino Unido. Estábamos mirando eso y la madurez de los activos, obviamente, los activos se vuelven maduros. Y cuando miramos estos activos desde un punto de vista puramente de TotalEnergies, cuando yo miro el plan de negocios del equipo de Nicolas, dije: pero no tenemos nada más en 3, 4 años. Así que tendremos una organización enorme, no mucho que gestionar, o ¿hacemos esta pausa y el costo de abandono? Así que nos dimos cuenta de que era el momento de mirar, diría, fusionarnos con los grupos más grandes, más eficiente en el costo, de nuevo, que quedarnos solos, lo cual no tenemos honestamente en otro sitio, y no veo esa situación en absoluto, en particular en el país vecino. Si tu pregunta era sobre Noruega. Noruega, en absoluto. No está nada maduro. Seguimos creciendo y entregando caja, y está bien. Estoy contento con los activos noruegos. Así que nosotros -- esto es para responder preguntas específicas. Como ya sabes, también no pronuncié la palabra sinergias fiscales, pero hay algunas. El gobierno del Reino Unido lo sabía; es una consecuencia. Henry Tarr: Henry Tarr de Berenberg. Dos, por favor. Una es solo sobre los volúmenes de EPH cuando entren en tu cartera. ¿Ya están prevendidos, si quieres, o cómo los planean comercializar cuando pasen por ahí? Y la segunda pregunta es sobre la guía neta de CapEx, 15 mil millones de dólares para el año. ¿Hay -- es una especie de cifra orgánica? ¿Hay adquisiciones y desinversiones más allá de lo que ya mencionaste en términos de farm downs que deberíamos pensar en ese número. Patrick Pouyanné: Tu segunda pregunta es para la energía integrada o a nivel global? Henry Tarr: A nivel global. Patrick Pouyanné: A nivel global, mencioné que el neto entre adquisiciones y desinversiones es de menos 1 mil millones de dólares. 1 mil millones de dólares más en desinversiones que en adquisiciones. Así que lo orgánico está en 16 mil millones y el neto en 15 mil millones, para que quede claro, lo cual es factible. Quiero decir que -- sabemos lo que tenemos que entregar. El monto exacto, no lo sé, pero lo calibramos al final. Siempre tenemos un menú amplio de desinversiones. Si queremos llegar a una desinversión, si quieres llegar a 1 mil millones, necesitas planificar 2 mil millones, 1,5 mil millones. Si no, puedes tener algo -- los cierres siempre a veces son difíciles. Así que es mejor tener un gran pipeline de desinversiones ID para poder llegar a eso. Entonces, monitoreamos las adquisiciones relacionadas con lo que anticipamos en la desinversión. El programa de desinversión hoy está bien comprometido en upstream. Veo al menos 1 mil millones, 1,5 mil millones, que son muy claros en cuanto a que se trata del cierre de los acuerdos, incluso en Nigeria.Y, sinceramente, en la [ granja que hay ] al otro lado, de tu lado, con lo que hemos hecho y con la capacidad de dar continuidad. También tenemos bastante claro por dónde avanzar. Volumen EPH previamente vendido: la respuesta es no, pero puedes explicarlo... Arnaud Le Foll: No, no están previamente vendidos. Y de hecho, lo que va a ocurrir es que, después del cierre, tomaremos en compra el 50% de la producción. Normalmente, esos volúmenes se venden en el mercado mayorista. Así que no tienes que buscar un cliente para eso. Y en lo relativo a EPH, no [ tolling ] a un tercero; es un CGG. Luego hay un programa normal de cobertura a plazo de esos activos. Se moverá con el volumen EPH, pero no habrá nada distinto de lo normal: lo que haría el actor normal. Y como dije, después del cierre, seremos quienes compren esos volúmenes y terminemos, en particular, el programa de coberturas de esos volúmenes. Lucas Herrmann: Lucas Herrmann, BNP. En primer lugar, Patrick, quiero decir, cada vez o todos ustedes, cada vez, no nos dejan con tanto margen para preguntas, la verdad. Y felicidades por un año mucho mejor del que muchos de nosotros anticipábamos. Lydia dijo todo lo que queríamos, así que seguimos. Me alegré cuando leí el título; tiene razón. En serio y probablemente dos preguntas al final del día. Una cosa que no se ha mencionado en absoluto son los químicos, y ustedes son un actor importante. Y creo que la pregunta que tengo en parte es pensar realmente en cuál podría ser el alcance del potencial al alza si el ciclo de los químicos se normalizara en un punto, junto con sus reflexiones sobre cuándo se normaliza eso, si es que estamos viendo alguna señal de que los participantes estén diciendo: “Vale, es suficiente dolor. Tenemos que empezar a cerrar porque esto no puede seguir así para siempre a este nivel”. Y la segunda, antes de que respondan a eso, gracias mucho, quizá hacia Stephane, es solo sobre LNG. En términos de contratar y construir la cartera ahora, ya han logrado prácticamente esos 8 millones a 10 millones de longitud que querían en Brent. ¿En general ya han terminado de fijar contratos? Sé que es una observación un poco tonta porque es un proceso continuo. Pero, en general, ¿están cómodos con dónde están? Patrick Pouyanné: Stephane les responderá. Para todos ustedes, solo para que lo sepan: planeamos proponerles que hagan una visita a Rio Grande durante el CERAWeek, como hicimos el año pasado para el [ Alpha ] Day, y dedicar ese [ Alpha ] Day a LNG porque sé que tienen muchas preguntas. Así que si algunos de ustedes estarán allí, si aceptan, les invitaremos con nosotros, desde Houston.... Ejecutivo Desconocido: La invitación fue enviada, sí. Patrick Pouyanné: Asegurar el transporte, pero la idea es dedicar, yo diría, como hicimos el año pasado en renovables y energía para dedicar este [ Alpha ] Day a LNG. Así que Stephane tendrá tiempo de sobra para explicarles todo acerca de nuestra cartera. Pero creo que es el momento. Tenemos muchas preguntas para tratar de tener un punto concreto. Pero Stephane les responderá. No es solo—en la primera, químicos. En químicos, por nuestra parte, cuando hablamos de químicos, principalmente—solo—somos grandes volúmenes, pero no somos una empresa química real. Solo tenemos un polímero más 1 cracker más 1. Fabricamos el gran polietileno y polipropileno. Así que no tenemos toda la historia detrás. Está claro que hoy se enfrenta a grandes sobrecapacidades provenientes de China. Todo el mundo lo sabe, lo cual, en particular, pone nuestra plataforma en Corea, que fue de las mejores hace 5 años, hoy en enormes dificultades. Porque el mercado natural de esas plataformas coreanas se exportó a China. Y, por supuesto, esto es una puerta cerrada, que es un tema, por cierto, también para todos estos crackers de EE. UU., que se construyen con la idea—no para el mercado doméstico—se construyen con la idea de que exportarán a China. No sé por qué todo el mundo ha cometido el mismo error.Nadie ha visto ni ha entendido que los chinos —y esto es un problema real— probablemente porque de repente, el año pasado, descubrimos que los chinos han construido tantas capacidades que prácticamente se abastecen por sí mismos; de hecho, que sean autosuficientes en su propia autonomía. Y ellos mismos, por cierto, porque creo que tienen un problema con la demanda interna en China: toda la industria inmobiliaria civil, todo lo que está bajando. Así que se enfrentan a un exceso de capacidad para su propio mercado. Así que tiene una situación que no es buena. Dicho esto, veo en nuestra cartera dos tipos de petroquímicos; para ser claro, yo me mantengo constante. Tengo uno en Europa basado en nafta. Este: puedes llevarlo a donde quieras; puedes tener el mejor. Nunca será competitivo frente a los petroquímicos, al polietileno producido a partir de etano, ya sea en EE. UU. o en Oriente Medio. La brecha de competitividad es imposible de cerrar. Así que este tema es, más bien, cuestión de gestionar el dolor, diría yo. Entonces, o tienes algunos crackers, pero este año hemos decidido cerrar el cracker de Amberes. Otros han decidido cerrar un cracker en Normandía, no nosotros, pero al lado, lo cual es una buena noticia para nosotros. Realmente es cuestión de —así que hoy, en términos de crackers, nos quedan Amberes y Normandía. Tenemos uno pequeño en Feyzin, pero es muy pequeño y con un mercado dedicado, diría yo. Pero abandonamos Lavera, y se lo vendimos a INEOS. Cerramos el cracker. Así que estoy bastante contento de salir paso a paso, para ser honesto. Y realmente es un problema. La empresa es grande. Cuando integras el cracker con la refinería, puedes ver algunas formas de gestionarlo. Pero en cuanto a los polímeros, perdemos dinero con los polímeros. Luego estoy mirando el panorama global, porque si corro mis crackers, necesito tener una salida para los crackers. Y nadie hoy tomará mi etileno en Europa. Así que necesito transformar mi etileno para llevarlo a los clientes y así capturar el margen del cracker. Si no lo ves como integración, entonces —si solo tienes un negocio de polímeros— ¿por qué continuarías? No, tenemos una unidad de negocio de polímeros y Vincent trató de convencerme de fusionarla con los crackers; yo dije: no, no, no, quiero entender el negocio. Si no, no sabremos exactamente en qué perderemos, pero quiero saber qué podemos arreglar y cuáles son los dolores. Esa es la situación. Luego tenemos los otros petroquímicos basados en etano, ya sea en EE. UU. o en Arabia Saudita o Qatar. Este, honestamente, es competitivo porque tenemos una ventaja en la materia prima. Así que esta ventaja en la materia prima absorbe, diría yo, incluso si vuelves a perder en tu polímero, la absorción es incluso más fácil de lograr. Entonces, cuando veo esta integración entre los crackers a partir de etano y los polímeros, diría que está bien. Estamos bien. Lucas Herrmann: ¿Hace dinero o solo... Patrick Pouyanné: No, no, hace dinero. Hace dinero. Hace dinero. Lucas Herrmann: Dinero como en ganancias. Patrick Pouyanné: Dinero, ganancias y efectivo. Significa ganancias y efectivo. No, de lo contrario, no te diría, Lucas, te diría que es un desastre. Necesitamos solucionarlo. No, aún no estamos —no estamos en modo pánico— para que quede claro. Estoy seguro de que tendremos que tomar. La pregunta para nosotros es una parte europea. ¿Hay una manera o no? Y eso es cierto. Por eso, por supuesto, Vincent no está muy contento cuando Stephane dice: «Quiero un precio alto de CO2». Para él, es solo —¿cómo lo hacemos? ¿Qué podemos conservar de este negocio? Así que, por mi parte, quiero decir, lo que pienso es que no hay manera de invertir en ninguna capacidad de crackers de nafta y todo eso, con la cuestión de cómo reducir, seguramente, pero no es fácil porque creo que otros actores tienen la misma visión sobre nosotros. Incluso si algunos actores como INEOS compraron el cracker de Lavera porque tenían una visión general del mercado, está bien. O sea, estoy bien. O sea, si encontramos algún momento buenas oportunidades, estoy listo para hacerlo.Tenemos un tercer polímero, que es poliestireno, sobre el cual nos gustaría, en particular, en EE. UU., intentamos... lo destinaremos a la desinversión de este. Así es como lo estoy viendo. Es etano, así que es Qatar, Arabia Saudita, EE. UU., pero incluso en EE. UU., creo que tenemos uno. No estoy seguro de que estemos listos para hacer otro. Seremos cautelosos con eso. Hay que absorber estas sobrecapacidades. Podría llevar tiempo. Así que... pero, de nuevo, no soy una empresa química, no veo todo lo que está pasando detrás en la cadena de valor. Stephane Michel: Sí. Como mencionaste, Lucas, vendimos alrededor de más de 8 millones de toneladas entre '23, empezando en '25, sobre la base de Brent en Asia. Entonces estamos contentos con lo que hemos hecho, y considero que la cartera está bien equilibrada hasta 2030. Después de eso, es un trabajo continuo, porque tienes contratos que vencen, y habrá producción adicional que vendrá del crecimiento del GNL. Así que tenemos que trabajar en la cartera después de 2030. Tenemos tiempo para hacerlo, y no me preocupa demasiado. Pero deberías esperar ventas adicionales de GNL con la fórmula Brent en ese horizonte temporal. Nicolas Terraz: ¿Tal vez podemos hacer una pregunta en línea? Patrick Pouyanné: Te voy a revelar un secreto. El resultado neto de Químicos en '25, en resultados netos, fue de 500 millones de dólares, positivo, a nivel global. Es solo una pequeña parte del resultado neto de Refinación y Químicos, pero es positivo a nivel global. No está tan mal en comparación con lo que escuché cuando estoy leyendo los periódicos. No está tan mal. Nicolas Terraz: De acuerdo. Doug, puedes hacer tu pregunta, si estás ahí. Patrick Pouyanné: Perdón. Nicolas Terraz: ¿Perdimos a Doug? Patrick Pouyanné: Perdimos a Doug. Prefiere estar con un competidor en Nueva York. Nicolas Terraz: Así que quizás podamos tomar otra en línea. Puedes ser Jason Gabelman. Tenemos un problema quizá con... Patrick Pouyanné: [ No tienes la suerte de... ] Nicolas Terraz: Está bien. Bien. Pregunta en la sala, entonces: Anish, adelante. Anish Kapadia: Soy Anish Kapadia de Palissy Advisors. Tenía una pregunta sobre las perspectivas para el gas global. Claramente, algunas de las medidas estratégicas que ustedes han tomado en los últimos años están respaldadas por su visión de que va a haber un cierto estrechamiento de los precios globales del gas y Henry Hub. Así que quería conocer su punto de vista: si los precios del gas cayeran aún más desde aquí, por debajo de su supuesto de 10 TTF, ¿qué medidas han puesto en marcha? ¿Y cómo puede el negocio integrado de energía, como la adquisición que hicieron en Europa, ayudar a mitigar parte de esa caída en la fijación de precios del TTF? Arnaud Le Foll: Como expliqué, hemos intentado equilibrar la cartera de manera que estemos vendiendo nuestro gas con más frecuencia mediante la fórmula Brent que al contado. En ese sentido, no estamos tan expuestos a una disminución en el precio del gas TTF o TKM: esa es una. En segundo lugar, está claro que con el precio del gas tendrás dos efectos. Uno es que vas a recuperar la demanda asiática, lo que limitaría esa tendencia. Y segundo, vas a mejorar la competitividad del gas en Europa para la producción de energía. Así que deberíamos tener un efecto parcial, gracias a nuestra flota de CCGT, y deberíamos poder beneficiarnos de ese movimiento... gracias a la integración total en Europa, junto con la cadena de valor entre gas y energía. Esa es la manera en que... en realidad, hemos mitigado esa posible caída del precio del gas. Stephane Michel: De acuerdo. ¿Otras preguntas en la sala? ¿Jean-Luc? Jean-Luc Romain: Jean-Luc, de CIC Market Solutions. Tenía una pregunta sobre la nueva superficie de exploración que acabas de tomar en Namibia. Es una cuenca diferente, probablemente de mayor riesgo y menos explorada. ¿Cómo comparas el potencial de la cuenca? ¿Y cómo lo compara tu geólogo con la cuenca de Orange? Patrick Pouyanné: Quiero decir, una vez más, es la cuenca de Orange. Está fuera de la cuenca de Orange, así que es una cuenca. Claramente, es exploración. Ha resultado positiva. Encontramos bajo carbono en la cuenca de Orange. Así que la idea es que no deberíamos detenernos aunque sea menor la probabilidad de éxito. Obviamente, tuvimos la oportunidad de entrar en esa licencia. A los exploradores les encanta, pero nosotros, no solo los de TotalEnergies, también el de Petrobras, porque, de hecho, unimos fuerzas. De hecho, estamos compitiendo. Así que decidimos que era mejor. Por eso me gusta la competencia hasta cierto punto. A veces es bueno asociarse para tener acceso a la licencia. Creo que ambos equipos de exploradores, geólogos, han visto el mismo potencial, diría que el mismo interés. Así que es bueno hacer sísmica y, potencialmente, hacerlo; veremos. Pero, de nuevo, creo que hay cierta lógica. Y creo que el hecho de que estemos, de nuevo, estableciendo una fuerte presencia en Namibia, anima a nuestros equipos a buscar otras licencias que puedan estar disponibles. Bien. ¿Hay preguntas? Nicolas Terraz: Sí, Maurizio. Maurizio Carulli: Maurizio Carulli de Quilter Investment Management. En primer lugar, felicitaciones por los buenos resultados. Tengo una pregunta sobre el negocio eléctrico, incluyendo, por supuesto, las renovables. Han podido hacer que crezca muy bien y con una rentabilidad mejor para la mayoría de las empresas de servicios públicos tradicionales. Y la pregunta que tengo, mientras se puedan seguir teniendo buenas oportunidades, para la expansión, buena rentabilidad, buen retorno sobre el capital y buen flujo de caja libre. ¿Tienen un tope estratégico para la expansión de su negocio eléctrico a largo plazo? Patrick Pouyanné: No, es una pregunta que será objeto de debate en el Consejo, exactamente esa pregunta, en el próximo seminario estratégico, porque ahora estamos… de hecho, después de los 5 años, tenemos más convicción sobre el modelo. Tenemos… así que… en 2020 dijimos: vamos a comprometernos por 10 años. Si no mantenemos ese horizonte, lo dije al Consejo: o nos daban 10 años para hacerlo, o es mejor no comprometernos, porque este tipo de negocio va a hacer, obviamente, diversificación. Podemos cometer algunos errores, pero tenemos que ver si establecemos un negocio. No, estamos más seguros. Y el último seminario estratégico cuando revisamos integrated mobile, era más sobre aumentar la rentabilidad. Demostremos la pregunta de Irene. ¿Por qué hacen eso, etc.? No, tenemos una mejor idea. Así que entonces dije: bueno, es el momento de discutir entre nosotros hacia dónde vamos más allá de 2030. ¿Cuánto querríamos crecer este negocio o no? Entonces diría que… y sé que tengo una buena pregunta por tu parte. Por supuesto, también está vinculado a la capacidad que tendremos de ver el valor de este negocio dentro de la compañía global. Diría que, como lo dijeron 1 o 2 de ustedes muy bien, Irene, creo que hay un punto de inflexión cuando se vuelve flujo de caja libre positivo; porque entonces tu perspectiva será diferente. Mientras sea una especie de sumidero de caja, ¿por qué lo hacen? Si empiezas a entregar caja, y pensamos que incluso si es positivo en '26, podríamos pasar rápidamente de 1.000 millones de dólares a 3.000 millones de dólares por año, entonces el apetito podría… percibirse. Yo también veo, siendo honesto, una integración cada vez más sólida entre el gas y la energía. Y creo que para responder a la siguiente parte de la pregunta, la integración del gas a la energía es una forma de… si tienes un precio del gas más bajo, podrías recuperar parte del valor a lo largo de la cadena en la parte de electricidad. Así que veo algún valor. Y además, creo, por cierto, que estoy de acuerdo en que el mercado reaccionó claramente mejor a la transacción EPH, porque era gas a energía y no solo renovables. Así que tengo los ojos abiertos, lo tengo claro, lo cual, por cierto, nos ayuda a discutir eso en el Consejo: estos son elementos muy importantes… es importante. Así que el Consejo busca cada vez más eso de esa manera. Y probablemente podré responderte mejor a tu pregunta en 1 año, pero hoy. Pero estamos seguros de que queremos alcanzar un tamaño de alrededor del 20%. Qué hacemos después, a qué ritmo, es un debate. Las oportunidades podrían seguir llegando, de hecho, en este negocio. Y creo que habrá un momento en el debate que tenemos en los países europeos sobre el presupuesto.Estoy haciendo campaña en Francia hoy para eliminar todos los CFD, que están dando. Es increíble lo que pasa hoy en 2025. Los Estados están asumiendo el riesgo del mercado. Usted asegura los ingresos para los desarrolladores, así que es un sistema muy extraño. ¿Por qué los Estados deberían asumir el riesgo del mercado del valor de la energía y no los desarrolladores y los inversores? En Estados Unidos, nosotros asumimos el riesgo del mercado. Tenemos algunos incentivos fiscales, pero fundamentalmente es muy diferente, como filosofía y como régimen. Así que estas tecnologías ya están lo bastante maduras hoy, al menos para el desarrollo de campos solares en tierra, para pasar a otra cosa. Y luego, si ocurre este tipo de evolución, verá que la competencia no será la misma, porque entonces verá que los actores más grandes encontrarán de nuevo una ventaja frente a la cantidad de jugadores más pequeños, que hoy, de hecho, están en el negocio de la infraestructura sin riesgo, lo cual, honestamente, no creo que los gobiernos europeos puedan seguir financiando durante mucho tiempo un negocio de riesgo cero, que, por supuesto, la rentabilidad no es muy alta porque es que—no puede ser. Entonces, de nuevo, es un debate en el que no estoy en condiciones de—pero esto va a venir ahora. Ya es hora de tenerlo, y el Consejo, ellos tuvieron su sesión independiente, fue el tema principal. Así que ahora trabajamos para ellos. Nicolas Terraz: De acuerdo. Así que tenemos un problema técnico, pero haré la pregunta de Duke. Patrick Pouyanné: Sí, quiero que Duke quede satisfecho. Nicolas Terraz: Sí. Así que él me envió un correo electrónico, pero nuestra tecnología no funciona. No hay IA en Total, quiero decir, en TotalEnergies. La primera es en Namibia. Usted lleva Galp, pero ¿recibe la parte de Galp de la costa? Esta es la primera. Patrick Pouyanné: Por supuesto. Si no, no lo haría. Nicolas Terraz: La segunda es cuál es el dividendo de equilibrio actual tras el acuerdo con EPH y después de que se cierre el acuerdo con EPH. Patrick Pouyanné: El punto de equilibrio del dividendo, pero es bastante fácil. 3.000 millones representa 10. Así que son 50 dólares por barril. El punto de equilibrio del dividendo es 50 dólares por barril. Después de EPH, EPH no cambiará drásticamente todo. Así que será 1.000 millones. Entonces, 1.000 millones son 3 a 3. Así que son 48 o algo así. 48, 47 dólares por barril. Participación costal, sí, por supuesto, tomamos el 50% de—de hecho, más o menos—teníamos un esquema en Surinam, cuál es este, para ser honestos, es un poco mejor para nosotros. Pero no, es—sí, tomamos la participación costal. Nicolas Terraz: De acuerdo. ¿Tenemos preguntas en la sala? No hay más preguntas en la sala. Patrick Pouyanné: Así que si están satisfechos, gracias. Gracias por su asistencia. Gracias por sus comentarios. Y gracias a todos los equipos de TotalEnergies que han entregado estos resultados, incluidos, por supuesto, los diferentes ejecutivos presentes en la sala. Y entonces la próxima reunión con ustedes potencialmente podría ser en Houston para los que quieran participar en este viaje de campo a Río Grande. Y nuevamente, con un enfoque en LNG y en la cartera, y en cómo gestionamos todos estos momentos que tenemos por delante. Gracias por su asistencia.