Ponente desconocido
Operador: Buenos días, señoras y señores, y bienvenidos a la Conferencia sobre Resultados del Primer Trimestre de 2026 de Constellation Energy Corporation. [Instrucciones del operador] Como recordatorio, esta llamada puede ser grabada. Ahora me gustaría presentarles al anfitrión de esta llamada de hoy, Tim Flottemesch, vicepresidente de relaciones con inversores. Pueden comenzar.
Tim Flottemesch: Gracias, Daniel. Buenos días a todos y gracias por acompañarnos en la conferencia sobre resultados del primer trimestre de Constellation Energy Corporation. Hoy dirigirán la llamada Joe Dominguez, Presidente y Director Ejecutivo de Constellation; y Shane Smith, Vicepresidente Ejecutivo y Director Financiero. Cuentan con la participación de otros miembros del equipo de alta dirección de Constellation, quienes estarán disponibles para responder sus preguntas después de nuestras observaciones preparadas. Emitimos nuestro comunicado de resultados esta mañana junto con la presentación; todo ello pueden encontrarlo en la sección de Relaciones con Inversores del sitio web de Constellation. El comunicado de resultados y otros asuntos que se analizan durante esta llamada contienen declaraciones e estimaciones prospectivas sobre Constellation y sus subsidiarias, sujetas a diversos riesgos e incertidumbres. Los resultados reales podrían diferir de nuestras declaraciones prospectivas en función de los factores y supuestos analizados en el material de hoy y de los comentarios realizados durante esta llamada. Por favor, consulten el 8-K de hoy y los demás informes de Constellation ante la SEC para conocer las discusiones sobre los factores de riesgo y otras circunstancias y consideraciones que podrían hacer que los resultados difieran de las proyecciones, pronósticos y expectativas de la gerencia. La presentación de hoy también incluye referencias a las utilidades operativas ajustadas y otras medidas que no se ajustan a GAAP. Por favor, consulten la información contenida en el apéndice de nuestra presentación y nuestras estimaciones en nuestro comunicado de resultados para conciliaciones entre las medidas que no se ajustan a GAAP y las medidas GAAP equivalentes más cercanas. Ahora cedo la palabra a Joe.
Joseph Dominguez: Gracias, Tim. Buenos días a todos. Espero que hayan disfrutado un maravilloso Día de las Madres, celebrando a las grandes mamás en nuestras vidas. Gracias por acompañarnos hoy y por su interés continuo en Constellation. Nuestras observaciones preparadas de esta mañana serán relativamente breves. Pasamos un buen tiempo con ustedes justo hace más de un mes, cuando compartimos nuestra perspectiva del negocio y de los resultados, para que podamos ser más eficientes con su tiempo hoy. Comenzaré resumiendo los mensajes clave de la actualización del negocio y luego hablaré del trimestre, algunas de nuestras actividades de desarrollo de generación y el panorama regulatorio de PJM. En primer lugar, quiero recordarles que nuestra perspectiva a largo plazo es sólida, con una tasa de crecimiento de las utilidades base que supera el 20% hasta 2029, sustentada por impulsores altamente visibles que incluyen el crédito fiscal por producción nuclear, que crece con la inflación, los contratos a largo plazo con contrapartes de alta calidad y los márgenes duraderos para clientes respaldados por la plataforma minorista comercial e industrial más grande del país. También tenemos la convicción de que podríamos hacer crecer el negocio a una tasa de crecimiento a largo plazo y móvil del 10% o más de las ganancias base por acción (EPS), que vemos como una característica común de las compañías de alta calidad y bien valoradas. Además, nuestra perspectiva es, hasta 2029, en gran medida conservadora, con palancas considerables para impulsar el potencial al alza que se cuantifican en la Página 13 de este documento. Verán que esta es una versión actualizada de la Página 23 de la actualización del negocio que revisamos el mes pasado, que tantos de nuestros propietarios nos dijeron que les gustó. Como Shane cubrirá con más detalle, algunas de las oportunidades incluyen acuerdos adicionales de compra de energía a largo plazo para clientes de centros de datos en nuestras plantas nucleares y de gas, así como con clientes que desean energía limpia, firme y confiable con visibilidad de precios, una mayor utilización de nuestra flota de gas debido a la creciente demanda durante las 24 horas, una mejora de la rentabilidad por encima de una inflación de más del 2% a través del esquema PTC nuclear y, finalmente, el beneficio de mayores retornos sobre nuestro sólido y creciente flujo de caja libre.La segunda gran línea argumental aquí es la combinación de nuestras ganancias base y mejoradas. El negocio de Calpine aporta a Constellation ganancias de alta calidad y visibles, respalda nuestra perspectiva de crecimiento y refuerza el valor de reunir estas 2 compañías. Por último, me gustaría destacar aquí la perspectiva de flujo de caja libre, que, a decir verdad, probablemente podríamos haber gestionado mejor cuando presentamos la perspectiva del negocio, pero ahora hemos proporcionado las cifras actualizadas en la página 13. Al igual que con el fuerte crecimiento del EPS, vemos un crecimiento similar en nuestra perspectiva de flujo de caja libre, con el período de '26 y '27 generando una previsión de $8.4 mil millones, y el período de '28 a '29 aumentando a entre $11.5 mil millones y $13 mil millones antes de los palancas que mencioné. Tendremos una oportunidad significativa para desplegar capital de manera productiva a lo largo del resto de la década y generar valor. Cambiando a la Diapositiva 6 y los resultados trimestrales. Quiero, como siempre hago, comenzar agradeciendo a las mujeres y a los hombres aquí en Constellation su dedicación y por entregar otro trimestre más sólido en desempeño operativo y financiero. Publicamos utilidades GAAP del primer trimestre de $4.49 por acción y utilidades operativas ajustadas de $2.74 por acción. Con base en nuestro desempeño a la fecha y en nuestra perspectiva para el resto del año, confirmamos nuestro rango de guía de utilidades operativas ajustadas para todo el año de $11 a $12 por acción. Shane cubrirá los detalles en su sección. Desde que hablamos por última vez, nos movimos con rapidez para volver al mercado comprando nuestras acciones en una ventana bastante estrecha. En las últimas semanas, hemos recomprado con éxito aproximadamente 1.2 millones de acciones a un precio promedio de alrededor de $285 por acción, para un total de $335 millones en compras. Estas compras subrayan nuestro compromiso con la asignación disciplinada de capital y nuestra confianza en el valor a largo plazo del negocio. La recompra fue una declaración intencional por parte de la gerencia y de nuestra Junta Directiva, y estamos entusiasmados con las oportunidades de crecimiento que tenemos por delante; pero a estos precios, vemos nuestras acciones como un uso atractivo de nuestro efectivo. Nos emocionó que nos nombraran la empresa estadounidense más sostenible de Barron’s en 2026 en el trimestre, ocupando el puesto #1 entre las 1,000 compañías públicas más grandes de Estados Unidos. Este reconocimiento se basa en una evaluación de más de 230 indicadores de desempeño que miden cómo las empresas tratan a una amplia gama de partes interesadas, incluidos sus empleados, sus propietarios, sus clientes, sus comunidades y, por supuesto, el medio ambiente. Ser reconocidos por Barron’s como la empresa estadounidense más sostenible es algo muy, muy importante para nosotros, y valida nuestro enfoque para hacer negocios. En Constellation, tenemos una cultura de hacer cosas difíciles y hacerlas bien. A pesar de un entorno de mercado cada vez más desafiante para el desarrollo nuevo, en este trimestre logramos entregar 2 proyectos de nueva generación a la red, demostrando nuestra capacidad de ejecutar y entregar cuando importa. Primero, pusimos en servicio el Proyecto Solar Pastoria de 105 megavatios. Este proyecto solar está al lado de una máquina de ciclo combinado de más de 750 megavatios en el mismo emplazamiento. Y es la primera parte de un proyecto combinado de energía solar y almacenamiento en baterías que respalda el objetivo del Departamento de Recursos Hídricos de California de lograr la neutralidad de carbono para 2035. Además, fortalece aún más la posición de liderazgo de Constellation como el mayor productor de energía libre de carbono en el país. Segundo, iniciamos operaciones comerciales en nuestra instalación de gas natural de máxima demanda Pin Oak Creek de 460 megavatios en Texas. Diseñada para un arranque rápido, Pin Oak Creek brindará un apoyo crítico a la demanda máxima y mejorará la confiabilidad de la red durante períodos de demanda elevada de electricidad. En conjunto, estos proyectos demuestran la capacidad de Constellation, después de la adquisición de Calpine, de ejecutar en esfuerzos complejos de desarrollo y entregar nueva generación que satisface las necesidades cambiantes tanto de nuestros clientes como de la red.En el frente de las transacciones, la semana pasada recibimos la aprobación de PUCT del acuerdo de medición neta asociado con nuestro acuerdo de Powered Land con CyrusOne en el Freestone Energy Center. Esta aprobación es una señal importante para el mercado sobre las expectativas de los proyectos de copropiedad en adelante. Actualmente, están en marcha las obras de la subestación que permitirá la entrega de energía al centro de datos, y esperamos que se energice en el cuarto trimestre de este año. Pasando a la diapositiva 7. Estamos avanzando bien en la claridad regulatoria en PJM. PJM ha presentado una solución basada en el mercado para abordar las necesidades incrementales de capacidad impulsadas por el crecimiento de grandes clientes: el crecimiento de clientes de gran carga, creando una vía con opciones para que los clientes gestionen sus requisitos de capacidad y su exposición a costos. Desde que se publicó la propuesta inicial, ha habido conversaciones constructivas con las partes interesadas. Aunque esperamos ver más ajustes en las próximas semanas, PJM ha establecido un calendario propuesto para proporcionar claridad sobre cuándo espera votar el marco final, con el objetivo de presentar la propuesta ante la FERC en junio. Sinceramente, esto es más rápido de lo que esperábamos. Y contar con este calendario definido y una vía hacia reglas finales brindará mayor certeza a los participantes del mercado a medida que planifican e invierten. La claridad es fundamental para desbloquear la expansión económica en las regiones del Atlántico Medio y el Medio Oeste, proporcionando una vía clara para que nuevas cargas grandes se conecten a la red. Creemos que esta es una gran oportunidad para un desarrollo económico sólido en nuestros estados, que proporciona beneficios de empleos de construcción significativos, empleo continuo, recaudación de impuestos a la propiedad y apoyo de la comunidad local, al mismo tiempo que ayuda a avanzar en lo más importante a nivel económico y de seguridad nacional que tiene nuestro país. También nos entusiasman los clientes en nuestros estados, tanto residenciales como comerciales, que están pagando el alto costo de la infraestructura fija de la red. Al incorporar estas grandes cargas y al ser más dinámicos en la gestión del uso máximo, tenemos una oportunidad real de mejorar la utilización del sistema y reducir el costo promedio del uso por hora para todos los clientes. En el frente de la contratación, la participación de los clientes ha variado mientras PJM trabaja a través de estos temas de política. Como mencioné durante nuestra última actualización, algunos clientes han estado dispuestos a seguir avanzando con las conversaciones del proyecto y las negociaciones de acuerdos, mientras que otros han elegido pausar y esperar la claridad regulatoria. Por eso me complace ver que PJM avanza tan rápido para atender esta necesidad de claridad. La propuesta de respaldo debe concretarse en el calendario que PJM ha establecido, y PJM tiene que replicar ese calendario en el documento de copropiedad. El año pasado, existía una preocupación generalizada de que el Proyecto de Ley del Senado 6 en Texas limitaría significativamente el desarrollo de centros de datos en ERCOT. En cambio, una vez que se establecieron los requisitos para copropiar la nueva carga con generación, comenzamos a ver que surgían transacciones. Esperamos ver algo similar en PJM. La conclusión es que los clientes quieren poner sus centros de datos en línea tan rápido como sea posible. Para que eso ocurra, necesitan claridad regulatoria. Y cuando se entiendan las opciones, tomarán las decisiones que funcionen para sus necesidades específicas. Continuaremos trabajando con PJM para ayudar a dar forma a las reglas que respalden el crecimiento económico, protejan a los clientes residenciales y estabilicen y, quizá, incluso reduzcan el costo para todos los estadounidenses. Pasando a la diapositiva 8. Un punto que se ha mantenido claro es que la demanda de capacidad de cómputo adicional y, por extensión, de energía adicional no se ha desacelerado por parte de los clientes de hiperescaladores. De hecho, los niveles de gasto proyectados para 2026 son casi un 75% más altos que el año pasado y continúan ajustándose al alza. También hay un reconocimiento creciente de que la confiabilidad debe respaldarse y debe hacerse de una manera que no cargue a los clientes existentes. Constellation está bien posicionada para ofrecer soluciones para nuestros clientes.Hemos presentado aproximadamente 5,000 megavatios de nuevos recursos de capacidad en la cola de interconexión de PJM, incluidos aumentos únicos de capacidad nuclear, nueva generación de gas natural y nuevos proyectos de almacenamiento con baterías. A medida que los clientes buscan contratar nueva capacidad para compensar la demanda incremental en el pico, contamos con un conjunto diverso de proyectos que se alinean bien con el marco propuesto por PJM y pueden satisfacer esas necesidades. Si a un cliente le interesa participar en la respuesta a la demanda o habilitar la participación a través de terceros, también podemos proporcionar esas soluciones mediante nuestro negocio minorista. Estamos muy motivados para identificar y ofrecer soluciones de capacidad que funcionen tanto para los clientes como para el mercado en general. En última instancia, nuestro objetivo es desbloquear el valor total de nuestra energía limpia y firme y los atributos asociados de una manera que beneficie a todos los grupos de interés. Pasando a la diapositiva 9. Si bien seguimos interactuando con clientes y reguladores en PJM, es importante reconocer que nuestra oportunidad de impulsar un potencial alcista significativo para nuestra perspectiva va más allá de cualquier región en particular. Tenemos un historial comprobado de entregar soluciones Powered Land a clientes en ERCOT, y vemos oportunidades adicionales en toda nuestra flota para construir sobre ese éxito. En particular, contamos con sitios con terreno disponible y una ruta hacia la interconexión a la red, junto con una capacidad demostrada para navegar con éxito el marco regulatorio, lo que nos posiciona bien para seguir avanzando con soluciones para clientes. En nuestros 3 proyectos de centros de datos en Texas, tenemos clientes que atienden sus compromisos de confiabilidad tanto trayendo generación firme de respaldo para cubrir limitaciones en el pico y, en otra instancia, aceptando la curtibilidad total en momentos de tensión de la red. Estos acuerdos de Powered Land cercanos al gas tienen un privilegio significativo por derecho propio y, de manera importante, permiten el acceso total a la red, por lo que los clientes podrían combinarlos con compras de energía firme sin carbono de plantas nucleares conectadas a la red, y estamos trabajando con los clientes en esas ofertas. Ahora, antes de que hable Shane, quiero compartir una observación sobre esta diapositiva y los proyectos de desarrollo de Pastoria y Pin Oak Creek que traté en la diapositiva 6. Evidentemente, todo este buen trabajo estaba en marcha en Calpine cuando compramos la compañía. Y cuando anunciamos la transacción de Calpine hace un poco más de un año, hablamos sobre la compatibilidad y la naturaleza complementaria de los negocios comerciales y minoristas. Hablamos de los activos de gas natural y geotermia líderes en la industria de Calpine. Y, por supuesto, hablamos de su excelente equipo. Pero también les compartimos que, de cara al futuro, vimos que Calpine ayudaría a complementar las habilidades existentes de Constellation en el desarrollo de nuevo gas natural, solar y almacenamiento con baterías, así como las capacidades de Constellation para transacciones de centros de datos de gas natural. Y, mientras ustedes reflexionan sobre los requisitos regulatorios en PJM y ERCOT y en otros lugares, confío en que ahora puedan ver cómo el desarrollo suplementario y las capacidades comerciales nos ayudarán a desbloquear el valor de la asombrosa y única flota de activos nucleares y de gas natural de Constellation, de una manera que ayude a nuestros clientes y a América a crecer mientras estabilizamos y potencialmente reducimos costos para las familias estadounidenses del día a día. Con eso, dejo la llamada a Shane para hablar un poco más sobre nuestro desempeño financiero en el primer trimestre. ¿Shane?
Shane Smith: Gracias, Joe, y buenos días, a todos. Empezando en la diapositiva 10. En el primer trimestre, obtuvimos $4.49 por acción de utilidades GAAP y $2.74 por acción de utilidades operativas ajustadas. Esto es $0.60 por acción mejor que el primer trimestre del año pasado y consistente con nuestras expectativas. Las mayores utilidades del trimestre se deben principalmente a la apreciación de EPS derivada de Calpine. Como recordatorio, nuestra guía incluía aproximadamente $2 por acción de apreciación para Calpine sobre una base anual completa.Además de los ingresos incrementales de Calpine, los resultados se beneficiaron de precios de capacidad más altos en PJM y de un menor gasto por compensación basada en acciones. Estos aspectos positivos se compensaron parcialmente con una mayor programación de abastecimiento nuclear, días de paro por recarga en comparación con el primer trimestre del año pasado, menor fijación de precios de ZEC en los programas estatales y un mayor costo para atender la demanda asociado con la tormenta de invierno Fern. Si bien el negocio se desempeñó bien operativamente durante la tormenta, la naturaleza prolongada del evento hizo que el operador de la red recurriera a reservas operativas para respaldar la confiabilidad del sistema. Esos cargos incrementales de servicios auxiliares dieron como resultado un mayor costo para atender la demanda de los clientes. De cara al año completo 2026, estamos reafirmando nuestro rango de utilidades operativas ajustadas de 11 a 12 dólares por acción que proporcionamos el 31 de marzo. Pasemos a la Diapositiva 11. Nuestro desempeño nuclear fue una vez más sólido este trimestre. Generamos 40 millones de megavatios hora de energía firme y libre de emisiones a partir de nuestras plantas nucleares operadas, con un factor de capacidad de 92.3%. Nuestro factor de capacidad incluyó el impacto antes mencionado de más días de paradas planificadas que de lo habitual en el primer trimestre. Nuestra flota de ciclo combinado y cogeneración generó 23 millones de megavatios hora con un factor de capacidad del 47.1%. Es importante señalar que las métricas operativas difieren entre estos tipos de activos. La flota térmica está sujeta a señales de despacho que varían según el clima y las condiciones del sistema. Operativamente, la flota de CCGT y cogeneración tuvo un factor de indisponibilidad forzada de 5.1%, lo que significa que nuestras unidades entregaron cuando se nos solicitó casi el 95% del tiempo. Como grandes clientes de carga, incluidos los centros de datos, entran en línea, creemos que nuestras sólidas operaciones serán un factor diferenciador para satisfacer esa demanda incrementada y que un mayor aprovechamiento de los activos existentes beneficiará a los clientes con el tiempo. Pasemos a la Diapositiva 12. Nuestro equipo comercial continúa apoyando a nuestros clientes brindando soluciones energéticas a medida que abordan sus necesidades en evolución. En nuestras perspectivas de negocio y resultados, mostramos los márgenes de los clientes en nuestras suposiciones de ganancias base: aquellos que consideramos de alta visibilidad y previsibilidad—que fueron superiores a las divulgaciones anteriores tanto para las carteras de energía como de gas. Esta expansión del margen se ha impulsado por 3 factores: primero, los márgenes tradicionales de energía C&I se han expandido; segundo, la creciente demanda de los clientes de soluciones sin carbono a la que nos referimos en nuestras perspectivas agrega margen incremental; y tercero, la incorporación de la cartera minorista de Calpine mejora aún más nuestras perspectivas, reflejando una mayor combinación de productos a medida en mercados atractivos de alto valor. La escala de nuestra plataforma de soluciones para clientes ha aportado valor sólido y utilidades en crecimiento durante más de una década. Con la incorporación del negocio minorista de Calpine, ahora atendemos aproximadamente 275 millones de megavatios hora de electricidad y 800 Bcf de gas natural anualmente para clientes en 40 estados. De manera importante, la mayor parte de ese volumen proviene de clientes comerciales e industriales, incluidos más del 80% de Fortune 100. Esos son los clientes que con mayor probabilidad reconocen el valor que aportamos como socio estratégico, con la capacidad de adaptar soluciones para satisfacer sus necesidades, ya que son los clientes que tienen más probabilidades de otorgar un valor superior a los megavatios limpios firmes producidos por Constellation. En la Diapositiva 13, en nuestras perspectivas de negocio y resultados, describimos el flujo de caja libre esperado antes del crecimiento de 8.4 mil millones de dólares en 2026 y 2027, y cómo planeamos desplegar nuestro flujo de caja dentro del marco de asignación de capital establecido durante ese período de 2 años. Hoy, me enfoco en nuestra previsión de flujo de caja libre antes del crecimiento para 2028 y 2029 y brindó transparencia sobre cómo la opcionalidad que destacamos para nuestras utilidades también se aplica al flujo de caja libre. Creo que, dada nuestra trayectoria de éxito en la asignación de capital, es importante que destaquemos el flujo de caja libre proyectado antes del crecimiento que esperamos esté disponible para un despliegue que genere incrementos. A lo largo de 2028 y 2029, esperamos generar entre 11,5 mil millones y 13 mil millones de flujo de caja libre antes del crecimiento. Usando el punto medio de ese rango, eso representa aproximadamente un aumento del 45% en relación con los 8,4 mil millones que esperamos en '26 y '27. En el lado derecho de la diapositiva, reflejamos las mismas oportunidades que compartimos el mes pasado, ahora incluyendo lo que podría aportar cada palanca para hacer crecer el flujo de caja libre antes del crecimiento de forma anual a partir de 2029. Estas cifras son ilustrativas y no se pretende que sean necesariamente aditivas, pero brindan un contexto útil sobre cómo la opcionalidad que hemos destacado también impulsará el flujo de caja libre incremental. Todo este potencial al alza tanto para las ganancias como para el efectivo se apoya en una base altamente visible y duradera, con un crecimiento significativo que existe hoy, lo que refuerza la solidez del negocio central y la opcionalidad que tenemos para crear valor adicional a largo plazo. Pasemos a la Diapositiva 14. Como mencionó Joe, nos pusimos manos a la obra de inmediato para desplegar capital hacia recompras de acciones bajo nuestra autorización incrementada, utilizando 335 millones de dólares para recomprar aproximadamente 1,2 millones de acciones, y seguiremos ejecutando de manera oportuna. Nuestro marco de asignación de capital se mantiene consistente y disciplinado. Estamos comprometidos con mantener nuestras sólidas métricas de crédito con grado de inversión, invertir en oportunidades de crecimiento en todo el portafolio que cumplan con nuestros objetivos de rentabilidad no apalancada de dos dígitos, mantener y hacer crecer el dividendo al 10% por año y devolver el capital excedente a nuestros propietarios. Respaldados por un flujo de caja libre sólido y en crecimiento, continuaremos aplicando este marco de manera reflexiva y deliberada. Con eso, se lo devuelvo a Joe.
Joseph Dominguez: Gracias, Shane. Bien hecho. Para cerrar, seguimos trabajando arduamente para entregar valor a nuestros propietarios y a las comunidades en las que operamos. Durante casi 2 años, hemos navegado la incertidumbre regulatoria junto con nuestros clientes y otros grupos de interés mientras buscan conectar grandes proyectos de carga a la red, y se ha logrado un progreso significativo. ERCOT ha movido la pelota hacia adelante, y ahora es el momento de que PJM la mueva hacia adelante. Y vemos que, una vez que exista claridad regulatoria, los proyectos avanzan. Ahora se ve claramente la luz al final del túnel en PJM, y seguiremos trabajando de forma constructiva con los responsables de las políticas y los reguladores del mercado para asegurarnos de llegar a un marco que tenga sentido para todos los grupos de interés, a la vez que ayuda a facilitar un posible alivio de costos para las familias estadounidenses. Nuestros clientes están ansiosos por empezar a avanzar en PJM, y estamos trabajando con ellos para que eso suceda. Y mientras esperamos la claridad final, nuestro enfoque sigue firmemente en la ejecución. Continuaremos operando nuestros activos a niveles de clase mundial y profundizaremos nuestra participación con los clientes en toda nuestra plataforma, incluidos los que están en la economía de datos, para asegurar acuerdos duraderos con precios premium para nuestra generación limpia, firme y confiable. Quiero agradecerte una vez más por tu tiempo esta mañana, y abriremos el espacio para preguntas ahora.
Operator: [Instrucciones del operador] Nuestra primera pregunta viene de David Arcaro de Morgan Stanley.
David Arcaro: Me preguntaba si podría obtener sus puntos de vista más recientes sobre el mercado de energía, quizá en particular sobre ERCOT. Solo por curiosidad, su interpretación y perspectiva sobre la debilidad en los forwards incluso a pesar de algunos de los datos muy sólidos sobre la actividad de centros de datos en el pipeline que estamos viendo allí. ¿Qué opina de eso y qué reflexiones tiene sobre la evolución de ese mercado?
Joseph Dominguez: David, creo que la respuesta corta es —voy a pasarlo a Andrew Novotny aquí por un momento, pero— en un momento, pero creo que la respuesta corta sobre ERCOT es que se trata de la oportunidad en el tiempo. Hemos visto que ese mercado ha estado de todo en los últimos, digamos, 90, 120 días en términos de precios. Y las preguntas reales son cuánta carga y cuándo. Si bien ha habido mucha conversación sobre actividades de centros de datos y otros desarrollos en ERCOT, es importante recordar que, esa carga aún no está en el sistema; se está construyendo.Y así que el momento de eso va a ser uno de los factores que lo impulsen. Y luego, creo, como sabes, existe un rango increíblemente amplio de crecimiento adicional potencial pronosticado en el mercado de ERCOT, y cuando eso llega y cómo está interconectado siguen siendo las preguntas. Creemos que ERCOT está infravalorado, y no pensamos que los precios en los años futuros, en particular, tengan demasiado sentido. Pero Andrew interviene.
Andrew Novotny: Sí, Joe, estoy de acuerdo con todo eso. Tal vez solo para añadir algo, para ser más específicos: cuando Joe dice que el mercado está infravalorado, nos enfocamos de verdad en el periodo de tiempo de 2028, 2029 y más allá. Ahí es donde puede venir el crecimiento de la demanda. Así que ha habido más de 400.000 megavatios de grandes cargas en la cola. Obviamente, no esperamos nada parecido a eso. Pero el mercado a futuro más allá de 2029, para nosotros, parece esperar algo que solo contempla entre 10.000 y 15.000 megavatios. Así que si vemos cifras como 30.000 megavatios, creemos que el mercado tendrá presión al alza. Mientras tanto, a corto plazo, no nos sorprende la debilidad, y hemos estado bien cubiertos y protegidos contra ella.
David Arcaro: Entendido. Comprendido. Eso ayuda. Y tal vez, por separado, preguntando si podrían comentar el nivel actual de apoyo estatal en Pensilvania, más como una orientación sobre el grado de favor hacia la actividad de los centros de datos. Vimos que el gobernador envió recientemente una carta a las empresas de servicios reguladas del estado. Preguntándonos qué postura es esa, quizá si eso cambia las perspectivas sobre cómo ven el mercado mayorista y la impresión general de apoyo a los centros de datos en Pensilvania.
Joseph Dominguez: Sí. Mire, incluso esa carta, que obviamente se refiere a las empresas de servicios reguladas y no a entidades como Constellation, menciona la importancia del mercado competitivo. Así que, en ese sentido, Pensilvania es muy favorable y ha estado muy apoyando soluciones de mercado competitivo. El gobernador fue claramente uno de los líderes en términos del tope de costos en el RPM y, de manera similar, fue una de las voces principales en las discusiones sobre que las grandes cargas traigan su propia generación, que vemos ahora como parte de este proceso regulatorio en PJM. Pero con la excepción de esas cosas, continúa siendo muy apoyadora, bajo las circunstancias adecuadas, para el desarrollo de la economía de datos y la desindustrialización y reindustrialización en Pensilvania. El gobernador ha hablado sobre la importancia de los empleos y el desarrollo económico para que Pensilvania sea líder en IA y otras tecnologías bajo las condiciones adecuadas. Así que lo vemos como algo que seguirá siendo muy constructivo, David.
Operator: Nuestra siguiente pregunta viene de Steve Fleishman de Wolfe Research.
Steven Fleishman: Así que supongo que, primero, sobre la planta Crane. ¿Hay actualizaciones sobre el cronograma? Y, en concreto, ¿qué deberíamos vigilar para sugerir que podría entrar antes que la conexión de 2031?
Joseph Dominguez: Steve, entrará antes. Quiero decir, de lo que estamos hablando es de obtener el crédito de capacidad total para el activo. Así que no quiero que nadie tenga la idea equivocada de que la planta no empezará antes. En términos de obtener el crédito de capacidad total, ahora mismo, el balón está en la cancha de la de FERC. Como sabes, hemos presentado para transferir los CIRs de Eddystone a Crane, y creemos que eso facilitará un crédito de capacidad para 2027. También seguimos trabajando todos los días con las utilities para acelerar el proceso de interconexión de la transmisión. Normalmente, lo que suele ocurrir es que empiezan con una línea de tiempo bastante larga y la acortan, y aquí estamos trabajando con las utilities involucradas para acortar estos proyectos para que podamos avanzar antes. Así que esa es realmente la actualización. Sabremos más cuando tengamos noticias de FERC. David, ¿tienes algo más? Le pediré a David Dardis, si tiene algo adicional sobre eso.
David Dardis: No, solo veo que esperamos obtener una respuesta de FERC en el marco de junio y julio. También viste que PJM reconoció la importancia de la exención solicitada sin tomar ninguna postura sustantiva al respecto.Entonces, todo lo que dijo Joe, solo quiero insistir en ello y, en realidad, esto trata de quién asume la responsabilidad de que la congestión sea finalmente aliviada por los proyectos del RTEP, y Eddystone no necesita esos CIR. Seguirá funcionando para la orden del DOE como un recurso solo de energía, pero creemos que hay una vía clara para que la FERC apruebe la transferencia de los CIR para cumplir el plazo de 2027.
Steven Fleishman: Okay. Genial. Y luego otra pregunta: estaba bien ver las recompras. Tenemos esta primera fecha de vencimiento de la retención para los tenedores de Calpine a finales de junio. ¿Tienen alguna idea de en qué están sus cabezas? ¿Y deberíamos interpretar algo en el hecho de que estuviera dispuesto a comprar acciones antes de que eso ocurriera?
Joseph Dominguez: Mire, no creo que deba interpretarse nada por el hecho de que compramos antes. Creo que eso lo cubrí en las observaciones preparadas. Pensamos que era un precio muy atractivo para recomprar nuestras acciones. Vamos a ser bastante cuidadosos al señalar cómo pueden estar actuando distintos inversores en este ámbito. Pero Shane, ¿por qué no proporcionas cualquier detalle que puedas?
Shane Smith: Sí. Para recordarles el contexto aquí, en la consideración por Calpine, emitimos 50 millones de acciones de Constellation a los propietarios; 25 millones son: la retención expira el 30 de junio de 2026, y los 25 millones restantes son el 30 de junio de 2027. Y así, cuando contemplamos la autorización de 5 mil millones de dólares, ciertamente queríamos tener flexibilidad en la medida en que pudiera haber una transacción de interés alrededor de la retención. Pero, como señaló Joe, eso depende de lo que los propietarios actuales de las acciones quieran hacer. Y así, en el sentido de ser prudentes, no hablaré en su nombre sobre su intención, pero tendremos flexibilidad si algo hace sentido para ambos lados.
Operator: Nuestra próxima pregunta proviene de Shar Pourreza de Wells Fargo.
Shahriar Pourreza: Joe, quizá empezando por PJM. Usted señaló que algunas conversaciones con hiperescaladores se detuvieron y otras continuaron. Sus pares han estado un poco más abiertos a trabajar en acuerdos en paralelo con el proceso de FERC y PJM. ¿Hay algo que impida tener un acuerdo bilateral en la mano antes del RBP? Quiero decir, ¿necesita igualar la capacidad nueva más la capacidad existente para tener un contrato?
Joseph Dominguez: No. Primero que nada, hay 2 preguntas ahí, Shar. No hay nada que nos impida avanzar con un acuerdo ahora. Y creo que como indiqué durante la última actualización, vemos clientes que están interesados en hacerlo. Y han decidido que gestionarán lo que sea que surja del proceso regulatorio con las herramientas que tienen o con otras compras. Para otros clientes, más bien quieren ver cómo se ve eso, cuáles son las implicaciones de costo, cómo se ajustan nuestras soluciones con otras cosas que estamos mirando en el mercado, antes de dar el paso. Así que no creo que esto sea un freno total. Sí creo que es una pausa para ver cómo resulta y, con suerte, una reanudación rápida de esas conversaciones.
Shahriar Pourreza: Entendido. Okay. Perfecto. Y entonces, quizá un seguimiento: obviamente hay una cantidad sustancial de efectivo para asignar los 5 mil millones de recompras autorizados, 8.4 mil millones de flujo de caja libre hasta '27 e incluso un ritmo de ejecución más alto a partir de ahí. ¿Cómo se conecta eso con la sensibilidad al alza de 0,50 dólares? ¿Anticipa oportunidades de inversión incremental para ser más accretivas que esos 0,50 dólares? ¿Las alternativas para adquisiciones de activos están limitadas en este punto solo por el poder de mercado? Una actualización general sobre la asignación de capital sería excelente.
Joseph Dominguez: Claro. Voy a cederle la palabra a Shane. Mire, no lo veo como una competencia, dadas las capacidades de flujo de caja libre de la empresa. Vamos a tener oportunidades de inversión orgánica, con rendimientos internos (IRR) por encima del 10%. Hemos hablado de varias de esas cosas, como las mejoras (uprates) en llamadas anteriores. Esas cosas van a seguir adelante.Pero también vamos a estar en una posición en la que, si nuestras acciones cotizan a un nivel que creemos que no es consistente, desde un punto de vista de valor, con el futuro que pensamos que vamos a poder lograr con todas las diferentes palancas y capacidades que tenemos delante, entonces no tenemos miedo de recomprar nuestras acciones. Pero creo que al final del día será una mezcla de todas esas cosas. Shane?
Shane Smith: Sí, Joe, lo dijiste bien. Yo diría sobre los 0,50 dólares que lo que queríamos asegurar es que hubiera un rango o cierta flexibilidad en cuanto a la naturaleza que esas inversiones podían tomar. En la medida en que estés poniendo en marcha desarrollo, evidentemente hay un periodo de tiempo más largo hasta que se vuelve accretivo, mientras que si es M&A, obviamente, en el caso de Calpine, de la escala, y estás añadiendo 2 dólares por acción de EPS al año siguiente. Entonces creo que solo queríamos ser cuidadosos y medir, y ayudar a las personas a pensar en qué rango de resultados habría al desplegar capital con el perfil de rentabilidad adecuado; y eso puede adoptar muchas formas y tamaños diferentes. Pero los 0,50 dólares estaban pensados para ser ilustrativos, basados en los supuestos que puedes hacer sobre esa asignación de capital.
Operator: Nuestra siguiente pregunta viene de Nicholas Campanella de Barclays.
Nicholas Campanella: Quería preguntar: Agradezco la claridad sobre el flujo de caja libre hasta el 29. Quiero decir, ¿podrían hablar un poco sobre la conversión de caja entre el EBITDA y el flujo de caja libre a través del 29? Y a medida que pongas en marcha algunos de estos proyectos, como Crane, que va a acelerar, y algunas otras cosas al final del plan, ¿cómo piensas la conversión de caja?
Shane Smith: Nick, soy Shane. Quiero decir, no va a cambiar materialmente respecto a lo que has visto históricamente en cuanto a la naturaleza de que la mayor parte de la contribución de caja proviene de la flota nuclear. Así que, si piensas en los supuestos adecuados sobre el impuesto sobre la renta en efectivo, el mantenimiento del CapEx, cómo estás contabilizando el combustible, la conversión no va a verse significativamente diferente que históricamente. Lo que sí destacaría es que, en la medida en que podamos ejecutar esas palancas identificadas en esa conversión entre el EPS y el flujo de caja libre, verás que una parte de eso baja a la línea de resultados. No requieren inversiones incrementales y, por lo tanto, gran parte de eso en realidad es un ajuste fiscal desde la utilidad hacia el flujo de caja.
Nicholas Campanella: De acuerdo. Y entonces quería preguntar solo sobre los nuevos recursos de capacidad. Están destacando alrededor de 5 gigavatios en la cola de interconexión entre uprates y gas natural y almacenamiento con baterías. ¿Y cómo se compara eso con dónde estaban ustedes en la actualización del 31 de marzo? Sé que hablaste de algunas turbinas inactivas entonces y: ¿Están dispuestos a comprometerse con una construcción nueva adicional en este plan? Y ¿cómo deberíamos pensar sobre el umbral para eso?
Joseph Dominguez: Mira, creo que probablemente es bastante más en el sentido de que estamos incorporando cierta capacidad de Calpine. Pero al final del día, en términos de cómo lo vamos a utilizar o qué va a avanzar, creo que también estamos esperando ver un poco más de parte de PJM en cuanto a qué proyectos calificarán y también dónde están en el proceso de la cola. Pero no sé que, en este punto, estemos en una posición para comprometer cualquier cosa hasta que tengamos un poco más de detalle de PJM sobre la propuesta de respaldo y, obviamente, avancemos más en contratos que podrían requerir algunos de nuestros recursos como parte de los acuerdos bilaterales en los que nos involucramos.
Operator: Nuestra siguiente pregunta viene de Julien Dumoulin-Smith de Jefferies.
Julien Dumoulin-Smith: Quizás para dar seguimiento un poco a la conversación que estábamos teniendo sobre el ritmo de las cosas. ¿Cómo piensas Calvert aquí en comparación con Limerick o con cualquier otra permutación? ¿Hay? O sea, dado la evolución de los diálogos regulatorios que han tenido, ¿hay una dirección específica?Obviously, we heard more about Calvert in recent weeks from you all at the Analyst Day. How would you just set expectations around that? And then to go back a little bit to this conversation. Is there like a specific ratio that you guys think about in terms of additionality? Or how does the curtailment demand response piece? You guys just did this net metering thing in Texas, for instance, but how does that play out into kind of firming up a specific process to be able to move forward on this?
Joseph Dominguez: Yes. Julien, I'm going to give you a bit of a nonanswer on the first one on who's going to get through the finish line first as between any different site. We mentioned Calvert because as folks probably undoubtedly saw later on during the course of the day when we did the business outlook, there was a newspaper article on it. And so we wanted to share some thoughts before the newspaper article came out. But otherwise, we're going to let our customers announce transactions when they're ready to announce transactions as opposed to us doing it here. In terms of how folks are going to manage it, Julien, and what the ratio of new to existing might be, I think we're going to see a mix is my personal opinion. We talked a little bit about the Texas deals during our prepared remarks today. And I think that's a pretty good indicator of how wide this range could be from folks who are completely comfortable with using backup generation or other curtailment tools that they might have to manage. Keep in mind that these are sophisticated buyers that, in many instances, are already out there buying things like battery storage and solar and other things. So sometimes they're coming into these transactions with some existing contracts. And you remember when Jim McHugh was talking a couple of years ago about our CFE, our original CFE agreements, the first one with Microsoft, in fact, it was exactly that situation. Somebody came in through the door and said, "Look, we've got this big portfolio, we want you to manage it and then set it up so that we have really round the clock, 24/7 environmental attributes." So we have clients that will walk in with that capability, and I think all the way to clients that are going to want things like demand response and backup generation. But the mix is going to be interesting because I think it's going to be different for different customers in terms of their ability to handle curtailment and their willingness to handle curtailment. I'll make another point, and I think the data centers themselves are going to increasingly be able to manage some of the curtailment risk by moving data economy jobs around. So as you think about the U.S., as data centers proliferate in different regions, I think it's going to give them the ability to identify jobs that don't either have to happen at peak hours of energy consumption or could be shipped away to other data centers in different regions of the country that might not be experiencing a reliability issue at that moment in time. So I just think the landscape is changing, and I think we're going to see a mixture of solution sets that is going to be really broad all the way from people being able to manage curtailment by shifting jobs and doing that sort of thing, depending on that data center, all the way to people who are going to need backup generation for every single megawatt of the data center in terms of peaking capacity. And so I just think any attempt to kind of generically say this is the ratio is kind of a fool's errand at this point based on what we know of the market.
Julien Dumoulin-Smith: Yes. I totally hear. I respect that. And just as a quick follow-up. You talked about Clarity a lot in the prepared remarks and otherwise here. Is there a specific threshold docket you're looking for to really unlock things? At the same time, I heard you in the Q&A comments saying, "Look, other customers are working for it on this anyway." Is there a moment that you think that you get this docket resolved and that could unleash some of this? Or again, as you suggested earlier, some of them and some may or may not be waiting for said deadlines?
Joseph Dominguez: Yes, again, I don't want to speak for all of them. I think just the mere filing will be clarity for some because they will anticipate given where the FERC has been on it. And I think the FERC clearly has an appetite for moving quickly here, right? So I think the details of the filing themselves have been helpful already. But I don't know. At some point in time, some of these guys may wait all the way to the end of the backstop proceeding. If they have a colocation idea that they're working on, it might need to wait for the colocation filings and for FERC's final order on that. The important thing is we're seeing speed here that is really, I've been doing this 20-plus years with PJM, and I'm seeing this stuff move at a speed that is really unprecedented. The only other time I saw anything move with this kind of speed was when we had the -- some of the RPM changes when PJM first adopted the internal rules that allowed them to move forward in an expedited way without a stakeholder vote. So we're seeing a commission that anxiously wants to solve this. They understand the importance of getting this right, but also the importance of the data economy to America, and that's very, very clear. The administration is clearly focused on this. And we're seeing PJM act very quickly here. I would like to see the colocation implementation date, which PJM had indicated was 2029, I'd like to see that moved up. And I think on that, we're aligned with the signals that are coming out of FERC, but stuff is moving very quickly, and I expect we'll have clarity on all these issues by the end of the year.
Operator: Our next question comes from Jeremy Tonet with JPMorgan Securities.
Jeremy Tonet: I was wondering if I could ask a question, a bit of a high level to start off here. Looking at the white paper last week out of PJM, Powering Reliability Through Market Design, wondering if you were able to provide any initial reactions to paths A, B and C. Just any high-level thoughts would be welcome.
Joseph Dominguez: Let me turn it over to David Dardis for his thoughts on that.
David Dardis: Jeremy, thanks. So we certainly appreciate PJM issuing the white paper and acknowledging the need to revisit its market rules, and frankly, it's commitment to competitive markets for ensuring reliability. A lot of what's in that white paper are things we've talked to PJM for a number of years about including, in particular, optimizing the energy and reserve markets together and better reflecting value in the energy market as opposed to as much reliance as it's had on capacity markets for a number of years. So we think that's very positive. In addition, we've been very supportive. We've been talking for at least 2 years to anyone who will listen to us about bilaterally contracting and firming up their supply given what we saw on the horizon around rising energy prices. And so we think that's also quite positive. As it relates to option B and the differential reliability, I think that one needs some more -- we need some more time to digest that and think about what that could potentially mean. We certainly agree with the flexibility of load being a very important solution going forward in the marketplace. But some sort of a permanently put in the rules, the discriminatory treatment of different loads around the reliability, allocating reliability on that basis, I think that -- there's some real legal questions impeded in that one, and that's going to require more consideration. But if we can start moving more quickly, in particular, on energy market reform and the reserve market and co-optimizing that, that we see is quite positive.
Joseph Dominguez: And Jeremy, that's something we've urged them to do for a long, long time. And frankly, something that PJM has put on the back burner to its detriment. Look, there are 2 things that got us into the pickle we're in. One is capacity prices were ridiculously low because we weren't considering the actual capacity capabilities of the resources adequately. That has changed. And we saw a pop up in capacity prices. That should have been managed better all along. The other thing that should have been managed better all along is that more of the revenue should have been recognized in the energy market, putting less strain on the capacity market, which, as we've learned, could be punitive to residential customers. So it's good to see in this white paper that these issues are back in front of PJM. That's where they need to be. Competitive market solutions are going to be the right answer. These markets need to enable that quickly. And so hopefully, PJM actually follows up with real action on the white paper, but they're going to be pressed. I mean, I think this commission is very hot to trot on getting clarity and getting this stuff settled very quickly. And so PJM's got to keep moving this issue forward.
Jeremy Tonet: Got it. That's very helpful. Pricing scarcity is difficult.
Joseph Dominguez: It is.
Operator: Our final question comes from Nick Amicucci with Evercore ISI.
Nicholas Amicucci: Just wanted to get a sense just on the near-term kind of nuclear uprates, how near term are those? And when are we kind of -- what's kind of baked into the 2029 assumptions?
Joseph Dominguez: All right. So the ones that are in plan are Byron and Braidwood as a general rule. And is there anything else in the plan right now?
Shane Smith: None of the uprates. The capital is out the door, but nothing is showing up as EPS accretion in '29. 2030 is the earliest that they'll add to EPS.
Joseph Dominguez: Except for Byron and Braidwood that are in plan.
Nicholas Amicucci: Perfect, perfect. And then just given kind of the strong results in the first quarter, right, you guys have mentioned they were relatively in line with your expectations. But historically, we've seen kind of the biggest question mark around the first quarter. So just wanted to get some type of sense, I guess, where -- what would you guys need to see kind of going forward to get kind of more confidence in the upper half of the range and understanding you just spoke a little over a month ago.
Joseph Dominguez: Look, at least another quarter. Look, we -- when you think about the timing of our business update call, we were well into the first quarter. So we had a pretty good sense of how the quarter was going to come out when we set guidance initially. All right. Operator, are there any additional calls or questions, excuse me?
Operator: I'm showing no further questions at this time. This does conclude the question-and-answer session. I would now like to turn it back to Joe Dominguez for closing remarks.
Joseph Dominguez: Well, just thanks again, everybody, for your interest in Constellation. We had a good first quarter, thanks to our folks. We'll continue to strive to execute through the balance of '26, and we'll talk again in about 90 days. Operator, we'll end the call.
Operator: Ladies and gentlemen, thank you for participating on today's call. This concludes today's program. You may disconnect. Everyone, have a great day.
