ConocoPhillips

Operador: Bienvenidos a la conferencia telefónica sobre resultados del primer trimestre de 2026 de ConocoPhillips. Mi nombre es Liz, y seré el operador para esta llamada de hoy. En este momento, todos los participantes están en modo solo escuchar. Más tarde, realizaremos una sesión de preguntas y respuestas. Durante la sesión de preguntas y respuestas, si tiene una pregunta, por favor marque el 11 en su teléfono de tonos. Ahora traspasaré la llamada a Guy Baber, vicepresidente de relaciones con inversionistas. Señor, puede comenzar. Guy Baber: Gracias, Liz, y bienvenidos a todos a nuestra conferencia telefónica sobre resultados del primer trimestre de 2026. En la llamada de hoy se encuentran varios miembros del equipo de liderazgo de ConocoPhillips: Ryan M. Lance, Andrew M. O’Brien, Nicholas G. Olds y Kirk L. Johnson. Ryan M. Lance y Andrew M. O’Brien iniciarán la llamada con algunas palabras de apertura, tras lo cual el equipo estará disponible para sus preguntas. Para la sección de preguntas y respuestas, tomaremos una pregunta por cada participante. Unas breves recordatorios. Primero, junto con el comunicado de hoy, publicamos materiales financieros suplementarios y una presentación de diapositivas, que puede encontrar en el sitio web de Relaciones con Inversionistas. Segundo, durante esta llamada, haremos declaraciones prospectivas basadas en las expectativas actuales. Los resultados reales pueden diferir debido a los factores señalados en el comunicado de hoy y en nuestros informes periódicos ante la SEC. Hoy haremos referencia a algunas medidas financieras no-GAAP. Las conciliaciones con la medida GAAP correspondiente más cercana se pueden encontrar en el comunicado de hoy y en nuestro sitio web. Con eso, cedo la palabra a Ryan. Ryan M. Lance: Gracias, Guy, y gracias a todos por unirse a nuestra conferencia telefónica sobre resultados del primer trimestre de 2026. Al comenzar, quiero empezar reconociendo el conflicto en curso en Medio Oriente. Nuestros pensamientos están, ante todo, con nuestros empleados, nuestros socios y las comunidades más amplias directamente afectadas por estos acontecimientos. La restricción del suministro y la consiguiente volatilidad macroeconómica no solo han impactado los mercados de energía, sino que también se sienten en la economía global. Los periodos de volatilidad en nuestra industria son inevitables, pero este conflicto refuerza la importancia tanto de la seguridad energética de EE. UU. como de la seguridad energética global. Ciertamente esperamos una solución rápida y diplomática que resuelva el conflicto, proteja los intereses de EE. UU., abra el comercio y proporcione estabilidad en la región. Ahora, pasando a los resultados del primer trimestre, entregamos otro trimestre de sólido desempeño financiero y operativo. Generamos 2.4 mil millones de dólares de flujo de caja libre y devolvimos 2 mil millones de dólares de capital a nuestros accionistas. En Lower 48, donde tenemos el inventario más profundo y de mayor calidad de cualquier operador, seguimos mejorando nuestra eficiencia de capital líder entre nuestros pares, aumentando de manera significativa el número de laterales de más de tres millas en nuestro programa. En Alaska, estamos concluyendo otra exitosa temporada de construcción de invierno. El proyecto Willow ya está al 50% de avance. Nuestros equipos han completado el alcance de grava del proyecto, un hito importante, y ya está en marcha la movilización para el trabajo de verano. También recientemente finalizamos nuestro programa de exploración de cuatro pozos en Alaska, el primero dentro de un programa multianual para aprovechar la infraestructura existente y desbloquear recursos adicionales de bajo costo de suministro. De acuerdo con nuestro historial, todavía es temprano, pero estamos entusiasmados por la oportunidad y los resultados, y por la llegada de más recursos de bajo costo de suministro al área de Greater Willow. A medida que la industria en general reconoce el potencial único de recursos de Alaska, creemos que nuestra posición de larga data, las inversiones en infraestructura heredada y nuestra experiencia técnica nos brindan una ventaja competitiva significativa. Pasando al LNG, recientemente ejecutamos un acuerdo de peaje con un tercero en Guinea Ecuatorial, extendiendo la vida útil del complejo de LNG bien entrado en la próxima década. Se trata de un activo estratégicamente ubicado en una parte del mundo rica en gas, rodeada de recursos ya descubiertos, lo que respalda su potencial a largo plazo. Además, el proyecto de LNG de Port Arthur continúa avanzando muy bien, y se espera el primer LNG el próximo año.Volviendo a la perspectiva, si bien los acontecimientos en curso han estrechado significativamente los mercados del petróleo crudo y el GNL, el entorno macro sigue siendo volátil y bastante imposible de predecir. En medio de tanta incertidumbre, es fundamental que nuestras prioridades permanezcan firmes. Son claras, coherentes y duraderas. Nos han servido bien durante la última década y seguirán guiándonos hacia el futuro. Continuaremos impulsando el crecimiento de nuestro dividendo base, en competencia con el cuartil superior del S&P 500. Mantendremos y protegeremos nuestro balance con grado de inversión. Recordemos que el año pasado, fuimos una de las únicas compañías que cumplió con sus objetivos de retorno para los accionistas y fortaleció el balance. Continuaremos devolviendo a los accionistas una porción significativa de nuestro CFO directamente desde el principio. En promedio, hemos mantenido alrededor del 45% durante la última década a través de los ciclos. Y, después de cumplir con todas estas prioridades, evaluaremos una reinversión disciplinada para impulsar el crecimiento. En cuanto a cómo estas prioridades se traducen en nuestro plan de 2026, nuestra generación esperada de CFO aumenta de manera material gracias a nuestro “torque” (exposición) sin cobertura en petróleo y GNL. Los accionistas compartirán directamente esta mejora con nuestro objetivo de retorno de capital del 45% del CFO. También hemos incorporado una cantidad modesta de actividad en Permian durante la segunda mitad del año para mantener nuestra eficiencia operativa de cara a 2027. A largo plazo, ConocoPhillips sigue ofreciendo una atractiva propuesta de valor que se diferencia en el mercado. Creemos que contamos con la base de activos de mayor calidad en nuestro grupo de pares. Como hemos dicho antes, somos ricos en recursos en un mundo que cada vez mira hacia una mayor escasez de recursos. Esta es una ventaja competitiva distintiva. Tenemos el inventario más profundo y más eficiente en capital del Lower 48 dentro del sector, y fuera del Lower 48, contamos con abundantes activos heredados diversificados y de bajo costo de suministro. Y además, estamos invirtiendo de manera única en nuestra cartera para impulsar un crecimiento del flujo de caja libre líder en el sector. Estamos en camino de entregar la inflexión de 7.000 millones de dólares de flujo de caja libre que anunciamos previamente para 2029, impulsada por nuestros esfuerzos de reducción de costos, los proyectos de GNL y Willow. Con esto, paso la palabra a Andy para que cubra con más detalle nuestro desempeño del primer trimestre y la perspectiva actualizada. Andrew M. O’Brien: Gracias, Ryan. Empezando por nuestro desempeño del primer trimestre, producimos 2,309 millones de barriles equivalentes de petróleo por día. Esto incluye los impactos del conflicto en Medio Oriente sobre los volúmenes de Qatar y las tasas de regalías más altas en Surmont derivadas de precios de petróleo más altos. Estos impactos se compensaron parcialmente con un desempeño sólido en todo nuestro portafolio de Lower 48 e Internacional. En el Lower 48, producimos 1,453 millones de barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representa un crecimiento del 4% año contra año sobre una base subyacente. Generamos 1,89 dólares por acción en utilidades ajustadas y 5,4 mil millones de dólares de CFO. Los gastos de capital fueron de 2,9 mil millones de dólares. Devolvimos 2 mil millones de dólares a nuestros accionistas durante el primer trimestre: 1 mil millones de dólares en dividendos ordinarios y 1 mil millones de dólares en recompras de acciones. Cerramos el trimestre con 6,7 mil millones de dólares en efectivo e inversiones a corto plazo, además de 1,2 mil millones de dólares en inversiones líquidas a largo plazo. Volviendo a la perspectiva, estamos actualizando nuestra guía para reflejar el impacto de los acontecimientos macro recientes y la incertidumbre en torno al conflicto en Medio Oriente. Para que quede claro, esto no es una referencia a cuándo creemos que se resolverá el conflicto. Simplemente estamos intentando proporcionar un marco claro y transparente para modelar y evaluar el desempeño subyacente de la compañía. Para la producción, el punto medio de nuestra guía anual se actualiza a 2,31 millones de barriles equivalentes de petróleo por día. Esto refleja un impacto anual de 20 mil barriles equivalentes de petróleo por día debido a que Qatar se excluye de la guía de producción del segundo trimestre, y un ajuste anual de la tasa de regalías en Surmont de 15 mil barriles equivalentes de petróleo por día debido a precios más altos. No hemos realizado otros ajustes a nuestra guía anual de producción.El punto medio de nuestra guía de producción para el segundo trimestre es de 2,2 millones de barriles equivalentes de petróleo por día, lo que refleja la exclusión total de la producción de Qatar de la guía para el trimestre, el ajuste de la tasa de regalías de Surmont y el mantenimiento previsto para el segundo trimestre. Pasando a los costos operativos, la guía para el año completo de 10,2 mil millones de dólares no cambia, lo que refleja una reducción de 400 millones de dólares frente a 2025 debido a los beneficios de nuestro programa de reducción de costos y mejora del margen. Hicimos un progreso sólido en el primer trimestre y seguimos confiando en lograr el nivel de 1 mil millones de dólares de tasa de ejecución completa para fin de año. En cuanto al gasto de capital, estamos actualizando nuestra guía a un rango de 12 mil millones a 12,5 mil millones de dólares frente a nuestra guía anterior de alrededor de 12 mil millones, lo que representa un aumento del 2% en el punto medio. Este aumento se debe a una actividad ligeramente mayor en Permian durante la segunda mitad del año; estamos agregando una plataforma para mantener el ritmo con las eficiencias de finalización y esperamos niveles más altos de gasto no operado. Estas modestas adiciones de actividad mantienen nuestra continuidad operativa hasta 2027. Además, estamos incorporando un rango de guía para capturar la incertidumbre en torno al entorno macro, así como el conflicto en Oriente Medio, específicamente en lo que respecta al calendario del gasto en NFE y NFS. Para concluir, entregamos resultados sólidos del primer trimestre. Ejecutamos bien financiera y operativamente. Seguimos avanzando en nuestra estrategia y, en medio de un entorno macro volátil, seguimos comprometidos con prioridades claras, consistentes y duraderas que nos han servido bien durante la última década. Como mencionó Ryan, nuestro CFO esperado aumenta de forma material respecto al inicio del año. Seguimos sin cobertura en petróleo y LNG para asegurar que capturamos la mejora de precios, con el 40% de nuestra producción de crudo vinculada a mercados premium como ANS y Dated Brent. Y los accionistas participan directamente en esta mejora, ya que seguimos comprometidos con devolver el 45% de nuestro CFO, de acuerdo con nuestro historial de largo plazo. De cara al futuro, seguimos enfocados en ejecutar nuestro plan y en mejorar nuestra tesis de inversión diferenciada: calidad de portafolio incomparable, incluida la profundidad líder en inventarios de Lower 48, una atractiva inversión de ciclo largo, un fuerte retorno dentro y fuera del capital, y el impulso del crecimiento del flujo de caja libre líder en el sector hasta el final de la década. Con esto concluyen nuestras observaciones preparadas. Ahora pasaré la palabra al operador para iniciar la sección de preguntas y respuestas. Operador: Gracias. Ahora comenzaremos la sesión de preguntas y respuestas. En aras del tiempo, les pedimos que se limiten a una pregunta. Si tienen una pregunta, por favor presionen 11 en su teléfono de tonos. Si desean ser retirados de la cola, por favor presionen 11 nuevamente. Si están usando un altavoz, es posible que primero deban levantar el auricular antes de presionar los números. Una vez más, si tienen una pregunta, por favor presionen— Operador: Nuestra primera pregunta proviene de Scott Michael Hanold de RBC Capital Markets. Su línea está ahora abierta. Scott Michael Hanold: Sí, buenas tardes. Gracias. Oigan, hay muchas cosas pasando, obviamente, en el frente macro. Sé que ustedes realizan mucho trabajo sobre el macro del petróleo, además de, obviamente, tener antenas allá afuera. ¿Pueden darnos una idea de su visión sobre lo que ha ocurrido en el mercado, si tienen alguna opinión sobre la posición física versus la posición de tipo financiero del petróleo, y cómo esperan que los operadores actúen y reaccionen? Parece que van a mantener la eficiencia operativa, pero sería bueno ver si tienen una visión de lo que están observando y escuchando de otros. Ryan M. Lance: Gracias, Scott. Tal vez deje que Andy hable un poco sobre algunos de los números que vemos en el entorno, y luego yo regreso para abordar algunas de sus preguntas más amplias. Andrew M. O’Brien: Gracias, Ryan, y buenos días, Scott. Empezaré por lo siguiente: ciertamente hay muchas piezas móviles ahí fuera ahora mismo, y resumiré nuestra visión del mundo. No estoy seguro de que sea demasiado diferente a la de otros, pero creo que es útil resumirla. Desde hace aproximadamente dos meses, hemos tenido alrededor de 10 millones de barriles diarios de producción fuera de servicio. Incluso eso tiene en cuenta los volúmenes redirigidos en países como Arabia Saudita. Hemos visto que los inventarios y las liberaciones de la SPR han rellenado parcialmente parte de ese suministro perdido, y las liberaciones continuas de la SPR que se han anunciado sin duda ayudarán durante el periodo de mayo a julio. Pero creo que es realmente importante que la gente entienda que el peso principal del déficit de suministro ahora mismo lo están absorbiendo recortes en el funcionamiento de las refinerías y recortes en la demanda. Ahora bien, si incluimos las refinerías del Golfo Pérsico que han resultado dañadas, los recortes totales del funcionamiento de refinerías a nivel mundial en este momento probablemente ascienden a alrededor de 8 millones de barriles diarios. Mirando hacia adelante desde aquí, pensamos que el mayor desafío al que nos enfrentamos es que el mercado tuvo un poco de periodo de gracia al principio, cuando los buques cisterna que salieron del Golfo Pérsico a finales de febrero aún estaban en el mar. Ahora, todos esos buques ya han llegado a su destino, y los efectos de la pérdida de suministro empezarán a hacerse más evidentes. Así que podríamos ver, desde aquí, que las extracciones de inventario comienzan a acelerarse de verdad. Ya has visto que los gobiernos de más de una docena de países están aplicando políticas para racionar o, de otro modo, reducir la demanda en anticipación a las escaseces físicas. Dadas esas circunstancias, estamos rebajando nuestra perspectiva de la demanda mundial de petróleo para que sea plana año con año, con probablemente un poco más de riesgo a la baja si el conflicto continúa. Un último punto que haría es que, a pesar de los esfuerzos que están en marcha para gestionar la demanda, vamos a empezar a ver que algunos países que dependen de las importaciones potencialmente empiezan a enfrentar escaseces críticas a medida que nos adentremos en el periodo de junio a julio. Me detendré aquí y dejaré que Ryan añada un poco más. Ryan M. Lance: Tal vez, Scott, ¿cómo está actuando la gente? Creo que la gente está mirando bastante de cerca para ver qué ocurre, quizá con algunas inversiones de ciclo corto. Estoy seguro de que eso saldrá en nuestra llamada con el capital. Estamos intentando mantener las ganancias de eficiencia que tenemos en los Lower 48, y no nos van a sacar mediante perforaciones de alguna actividad OBO. También estamos intentando mirar a más largo plazo, como dijo Andy, evaluar los fundamentos de la oferta y la demanda. Creo que, como mínimo, el piso probablemente tenga que subir un poco, al menos en relación con donde estábamos antes de que empezara el conflicto. Recuerda que teníamos un precio WTI de mitad de ciclo de alrededor de 65 dólares, y creemos que ese piso probablemente subirá. Estamos intentando evaluar ahora, dados los movimientos en la demanda y en la oferta, qué efecto a largo plazo tendrá eso en lo que llamaríamos un precio de equilibrio de mitad de ciclo y durante cuánto tiempo podría mantenerse. Recuerda que fuimos bastante constructivos durante los últimos años antes de que esto comenzara. Había algo de incertidumbre sobre cómo estaban reaccionando los mercados físicos y de papel, y todo esto ha acelerado mucho ese proceso. Pero ciertamente, creo que el piso probablemente tiene que subir para tener en cuenta los cambios que han ocurrido durante los últimos un par de meses. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Neil Singhvi Mehta de Goldman Sachs. Su línea ya está abierta. Neil Singhvi Mehta: Sí. Ryan, Andy, excelentes comentarios y definitivamente nuestros pensamientos están con su gente en la región. Quiero cambiar el enfoque hacia Alaska. Pasamos la temporada de construcción de invierno, y me gustaría un informe a valor de mercado sobre cómo progresaron esos planes. ¿En qué punto están en cuanto a la construcción de Willow, y cuáles son los hitos principales a medida que seguimos reduciendo el riesgo de este proyecto y llegamos a esa inflexión de flujo de caja libre? Kirk L. Johnson: Buenos días, Neil. Gracias por la pregunta. Hemos tenido una actuación realmente sólida aquí en los últimos seis meses en Willow, así que abordaré un par de cosas. Estamos al 50% de avance en el proyecto, y lograr eso requiere reunir una serie de hitos clave que nuestros equipos han podido completar.En esta temporada de invierno en Alaska, logramos en su totalidad el alcance completo del trabajo planificado, lo cual, admitámoslo, fue un poco un desafío. Tuvimos bastantes días de meteorología adversa, nada parecido a nuestro muy primer invierno, y, aun así, los equipos pudieron completar el alcance completo de invierno. Lo más importante para nosotros, como parte de la ruta crítica, fue el trabajo civil. Pudimos lograr que todos los puentes estuvieran listos y que se completara en su totalidad el alcance de grava: piense en carreteras, plataformas y la pista de aterrizaje. Eso nos prepara para nuestra capacidad de ejecutar el trabajo de verano y, especialmente importante con la grava, te permite secar y madurar esa grava y generar la compactación necesaria para continuar con el trabajo estructural que sigue en la construcción de instalaciones y ductos futuros. En cuanto a los ductos, lo más importante este año para nosotros fue el alcance Este–Oeste, y eso es importante porque nos permite empezar a establecer conexiones nuevamente con las operaciones existentes. Me refiero a Western North Slope o Alpine. Con esas conexiones, dentro de la próxima semana llevaremos el gas combustible y encenderemos nuestra generación de energía para Willow. Hemos tenido mucho éxito al lograr el alcance en Willow que hemos planteado mientras seguimos poniendo en marcha el centro de operaciones. Con la ingeniería en gran medida ya terminada y completa, aquí en el Lower 48 en la Costa del Golfo, nuestros módulos de proceso alcanzaron un hito similar: ligeramente mejor que el 50% completados en fabricación. Eso es importante porque el próximo verano tenemos planes de transportarlos en barco a Alaska, lo que se convierte en el siguiente gran hito para poner esos módulos de procesamiento allí. Todo esto, en conjunto, nos coloca en una posición muy sólida para nuestra expectativa temprana de petróleo en 2029, y todo está en curso. Esto es importante porque sustenta la convincente propuesta de valor de la inflexión de flujo de caja libre de 7 mil millones de dólares. Pensando más allá en la exploración. Como escuchó de Ryan, aquí también tuvimos una fuerte actuación. Hablamos mucho de los cuatro pozos que teníamos planeados para este año, que fueron exitosos para nosotros, pero este es el invierno de exploración más grande que hemos tenido desde 2020. Con eso llegaron los cuatro pozos, pero también se disparó sísmica y, además, realizamos bastante exploración de grava y logramos una tasa de éxito muy alta al encontrar grava para plataformas futuras. Cuando observamos ese programa de exploración, me complace informar que encontramos hidrocarburos donde estábamos explorando. Naturalmente, nuestros equipos de subsuelo están analizando los resultados para asegurarse de que podamos caracterizar lo que encontramos. La comercialidad normalmente llega con más de una temporada; por eso llamamos a estos pozos de exploración y evaluación, y a estas temporadas. Se necesitarán varias, pero con lo que encontramos, realmente esperamos la oportunidad de mantener Willow al 100% de actividad. Eso sustenta nuestro objetivo de identificar nuevas oportunidades de desarrollo de recursos y de plataformas para mantener esta infraestructura llena. Usted ha visto el historial que tenemos en el pasado, y con el éxito que hemos venido logrando solo en los últimos seis meses, ha sido una actuación realmente sólida por parte de nuestro equipo de Alaska. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Betty Jiang de Barclays. Su línea ya está abierta. Betty Jiang: Hola. Buenos días, chicos. Hay mucho enfoque ahora mismo en la respuesta de ciclo corto a precios más altos del petróleo y ustedes siendo los primeros en salir y abriendo camino en la actividad en Permian, lo cual claramente tiene sentido para ustedes dada la reserva profunda. ¿Podrían darnos un poco más de color sobre el proceso de toma de decisiones desde la perspectiva de ConocoPhillips para impulsar la actividad en Permian ahora? Y, aludiendo a sus opiniones de mediados de ciclo antes, ¿qué precio haría falta para flexibilizar la actividad aún más, y cuál será la sensibilidad en el resultado de producción en 2027? Andrew M. O’Brien: Buenos días, Betty. Soy Andy. Cubrí en las declaraciones preparadas que hemos incrementado el punto medio de CapEx en 250 millones de dólares, y es importante describir por qué estamos haciendo eso.Seguimos teniendo eficiencia operativa de la que Nick hablará, y es importante, en la forma en que pensamos sobre el estado estacionario, mantenerlo así. En el lado operado, en realidad solo es una continuación de nuestro estado estacionario, dada la eficiencia con la que estamos operando. En el lado no operado, como dije en nuestras observaciones preparadas, es en anticipación y estamos empezando a ver las primeras señales de que algunos de nuestros socios no operados comienzan a licitarnos para obtener más pozos. Diría que los 250 millones de dólares tienen más que ver con prepararnos operativamente y ser reflexivos sobre nuestro estado estacionario y cómo reaccionamos ante los socios, en lugar de ser una gran llamada macro sobre el precio. Con eso, le dejaré a Nick dar un poco de los detalles de lo que estamos haciendo. Nicholas G. Olds: Gracias, Andy. Buenos días, Betty. Como mencionó Andy, esa actividad adicional de 250 millones de dólares está concentrada en Delaware, y es una combinación de operado y no operado. En el lado operado, seguimos impulsando eficiencias significativas tanto en perforación como en terminaciones. Nuestras eficiencias en terminaciones están ligeramente superando a las de perforación, así que estamos agregando otro equipo de Permian frente al plan anterior para ayudarnos a mantener el ritmo de nuestras tripulaciones de fractura y conservar nuestro enfoque de operaciones en estado estacionario, niveladas en el tiempo, que hemos comentado durante varios años. El punto clave es que no queremos tener brechas de fractura debido a la mejora de eficiencia que seguimos capturando. Si recuerda, cuando salimos de 2025, tuvimos una mejora del 15% en las eficiencias operativas de D&C, y seguimos viendo esas tendencias, con terminaciones superando a perforación. En el lado no operado, OBO, hemos comenzado a ver más licitaciones de pozos por parte de nuestros socios, lo que probablemente se traduzca en un mayor nivel de gasto en OBO durante la segunda mitad del año. No vamos a salir de proyectos de OBO de bajo costo de suministro y alto retorno en este entorno de precios. Lo hemos visto en el pasado. Son proyectos competitivos, de ciclo corto, con buenos retornos. Estas adiciones representan un incremento de capital moderado para nuestro programa de la segunda mitad y mantendrán nuestra eficiencia operativa de cara a 2027. Ryan M. Lance: Yo solo añadiría, Betty, que para nosotros no hay nada que pensar. No vamos a ser expulsados de nuestro inventario por otros, y vamos a mantener nuestra máquina eficiente en funcionamiento. Estas adiciones están ponderadas hacia la segunda mitad del año, así que no tienen un impacto grande en 2026, pero nos posicionan para el crecimiento continuo que estamos viendo en el Lower 48 en nuestro portafolio, año tras año. Lo vio en el primer trimestre; lo verá año tras año, y eso continuará hasta 2027. Mientras tanto, evaluaremos qué creemos que hará el precio en el punto medio del ciclo y cómo podría verse el nuevo equilibrio, y luego qué significa ese efecto para los flujos de caja que generamos como empresa, los retornos que enviamos de vuelta a nuestro accionista y lo que reinvertimos para el crecimiento y el desarrollo en la compañía. Eso llegará más adelante este año como parte de nuestros procesos normales. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Doug Leggate de Wolfe Research. Su línea ya está abierta. Doug Leggate: Gracias por responder a mis preguntas. Hola a todos. Estoy viendo la diapositiva cinco, y los que llevamos el tiempo suficiente, Ryan, recordarán por lo que pasaste en 2016 con el dividendo. Ahora estamos aquí mirando los 70 bajos. Probablemente están haciendo 10 mil millones de dólares de flujo de caja libre según su gráfico, y eso tiene un 70% de mejora. Mi pregunta es: que han mantenido el 45% de pago del flujo de caja. Su compromiso es en realidad más del 30%. Claramente, hay un poco de cosas pro cíclicas ocurriendo con el precio de la acción. Esos beneficios inesperados pueden capitalizarse de distintas maneras, especialmente a través de su política de dividendos. ¿Nos puede explicar, en estas situaciones, por qué no ajustar a la baja el pago? ¿Por qué no pensar más en el dividendo a más largo plazo, el punto de equilibrio, el balance?Me intriga dónde tienes la cabeza puesta a la hora de comprar tus acciones en la cima del ciclo; quizá no sea el punto más alto, pero desde luego está elevado por el momento. Ryan M. Lance: Gracias, Doug. Nos gusta pensar en la recompra de acciones como un promedio del costo en el tiempo. Ajustamos un poco en los márgenes, por eso probablemente estuvo un poco más baja en el primer trimestre, pero fue un buen momento para comprar en marzo y abril. Probablemente nos veas comprando más en el segundo trimestre. Más de fondo, sobre tu pregunta, nuestro piso del 30% se establece en una construcción de precio a mitad de ciclo con la que empezamos para la empresa. Pensamos en cuáles son los precios a mitad de ciclo y en cómo se ve un equilibrio. Sabemos que nunca estamos en un mundo perfecto, pero tenemos que entender, desde la perspectiva de la oferta y la demanda, qué flujos de efectivo generamos y qué podemos devolver al accionista. Desde que fijamos eso saliendo de la recesión de 2014 y 2015, cuando replanteamos la propuesta de valor para la empresa, tuvo sentido. Los precios reales han sido más altos que nuestra expectativa de mitad de ciclo durante la mayor parte de ese tiempo, así que hemos podido proporcionar más del 30% al accionista. Nuestra trayectoria ahora, acercándonos a una década a través de los ciclos—incluso a través del punto bajo de la pandemia de COVID en 2020 y el punto alto de 2022—es consistente. Lo vemos a través del ciclo. Procuramos fijar un precio de mitad de ciclo, y estamos constantemente intentando reducir la tasa de reinversión en la empresa. Tratamos de impulsar el crecimiento con la menor cantidad de capital posible en el negocio, por eso Nick habla de lo que estamos haciendo en Lower 48 para impulsar eficiencias, y de lo que Kirk está haciendo en el resto del mundo y la oportunidad que tenemos en nuestros activos heredados. Hemos podido permitirnos algo por encima de nuestro nivel base, y eso representa el compromiso del 45% que hemos asumido para este año porque reconocemos la solidez y la fuerza de la empresa. No queremos que el dividendo se sobredimensione, como señalaste antes—antes de 2015, 2016—ya no somos muchos, Doug, quizá tú y yo. Queremos asegurarnos de que podamos sostener el dividendo y hacer crecer el dividendo a una tasa competitiva del S&P 500. Poder hacerlo crecer de manera continua, año tras año, es algo que creemos que es competitivo con el cuartil superior del S&P 500; ese es nuestro compromiso. Al mismo tiempo, queremos asegurarnos de que el dividendo no represente una porción desproporcionada de nuestros flujos de efectivo a precio de mitad de ciclo, sea cual sea lo que llamemos mitad de ciclo. Típicamente, el dividendo hoy ciertamente es asequible y se puede hacer crecer, pero no representa el 45% completo, así que lo complementamos con recompras de acciones. Creemos que eso tiene sentido a largo plazo; reduce la carga absoluta del dividendo de cara al futuro. Podría tener algo de naturaleza procíclica, un poco, pero no nos aferramos a ello con firmeza. Vamos ajustándolo un poco de un trimestre a otro para ayudar a manejar parte de eso, pero sí queremos asegurarnos de alcanzar el 45%, completado entre el dividendo base y las acciones que estemos recomprando en el mercado, y procuramos hacer un esfuerzo bastante predecible para lograrlo. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Francis Lloyd Byrne, de Jefferies. Tu línea ya está abierta. Francis Lloyd Byrne: Hola. Buenos días, Ryan y equipo. ¿Podemos hablar un poco sobre OpEx? Sigue destacando. Si pudieras comentar la trayectoria desde aquí, y luego, aparte de quizá el conservadurismo, ¿hay algo que les impida bajar la guía para todo el año? Andrew M. O’Brien: Buenos días, Lloyd. Definimos nuestro presupuesto en 10.200 millones de dólares, que fue 400 millones menos que el año pasado. Como señalas, nuestros resultados del 1T fueron muy sólidos. Estamos realmente contentos con eso. Está impulsado por retirar costos más rápido de lo que habíamos previsto originalmente con nuestra reducción de costos, tanto en el lado laboral como en el no laboral, con nuestros costos de arrendamiento operativos. El 1T refuerza que tenemos mucha confianza en que alcanzaremos ese ahorro de 1.000 millones en tasa de ejecución para fin de año. En lo central de tu pregunta sobre la guía, solo es el primer trimestre.Estamos muy satisfechos con cómo han ido las cosas, pero nos gustaría un poco más de tiempo antes de volver a revisar si querríamos reducir la orientación. Operador: Nuestra siguiente pregunta proviene de Devin McDermott de Morgan Stanley. En este momento, su línea está abierta. Devin McDermott: Quería preguntar, en la cartera de LNG fuera de Oriente Medio, por un poco más de detalle sobre el acuerdo EG que firmaron. En términos más generales, tienen esta gran cartera comercial de contratos de compraventa de LNG, incluidos 5 millones de toneladas desde Port Arthur. ¿Podrían darnos una actualización sobre en qué punto se encuentran en la comercialización y la colocación de esos volúmenes comerciales de LNG? Imagino que se habrán vuelto más valiosos con todo lo que está pasando en el mercado ahora mismo. Andrew M. O’Brien: Puedo empezar con la segunda parte de su pregunta y, específicamente para Guinea Ecuatorial, dejaré que Kirk intervenga. En nuestra estrategia de LNG, no podríamos estar más satisfechos con el progreso que estamos logrando comercialmente. Incluso antes de los eventos de Oriente Medio, teníamos una visión contraria al consenso: considerábamos que el mercado estaba más equilibrado frente a una tesis de una especie de exceso de oferta. Obviamente, eso ya no está ocurriendo. Todo el mundo está viendo el endurecimiento del mercado. Tenemos una ventaja de primer movimiento; ya hemos colocado 10 millones de toneladas. Al igual que nuestra cartera de E&P, el costo bajo de suministro—en LNG, los costos bajos de licuefacción—son importantes. Lo tenemos. Ya hemos colocado las primeras 5 millones de toneladas principalmente en Europa y un poco en Asia en la Fase 1. Como pueden imaginar, ahora mismo se están intensificando las conversaciones sobre la colocación del resto; el interés por esos volúmenes es alto. Esto ha reforzado los elementos de seguridad global y la importancia de tener posiciones en la Costa del Golfo y el valor de eso—en línea con nuestra estrategia. También sería injusto no mencionar el resto de nuestro negocio de recursos de LNG fuera de lo comercial con APLNG y otros, donde esos proyectos tienen precios basados, en su mayor parte, en contratos a largo plazo vinculados a Brent. También les está yendo bien en este entorno. La estrategia de LNG se está demostrando muy bien para nosotros. Específico para Guinea Ecuatorial, dejaré que Kirk intervenga. Kirk L. Johnson: Buenos días, Devin. El activo de LNG de EG llegó a nosotros a través de la adquisición de Marathon, con una sólida reputación de desempeño. La pregunta para nosotros era la longevidad. Cuanto más hemos llegado a comprender el desempeño y la capacidad del activo y de la organización, más satisfechos hemos estado. Tal como se describe en el comunicado, firmamos un acuerdo de tolling con un tercero en EGLNG. Dando un paso atrás, nuestro activo de Guinea Ecuatorial incluye la unidad Alba del upstream con instalaciones de producción en alta mar y, en la isla de Bioko, cerca de Malabo, nuestra participación de capital en EGLNG. Nuestra capacidad, a través de EGLNG, para concretar este acuerdo nos permite extender aún más la vida de EGLNG, operar la instalación con una utilización alta y extender la vida de ese activo bien hasta la década de 2030. Eso nos da tiempo, y ustedes han visto comunicados nuestros sobre los HOA que estamos estableciendo con el ministerio en Guinea Ecuatorial, para analizar recursos descubiertos. Hay oportunidades conocidas de gas dentro y alrededor de la isla en aguas de Guinea Ecuatorial, que podemos empezar a perseguir para convertirlas en oportunidades comerciales y utilizar la capacidad disponible a largo plazo en EGLNG. Es un activo interesante: las ventas en EGLNG consisten tanto en un SPA a largo plazo como en operaciones spot, y está bien posicionado para tomar cargamentos tanto hacia el norte, a Europa, o alrededor del Cabo/El Horn en dirección a Asia. Estamos satisfechos con que este activo siga demostrando su valía. Operador: Nuestra siguiente pregunta proviene de Arun Jayaram de JPMorgan. En este momento, su línea está abierta. Arun Jayaram: Gracias por responder a mi pregunta. Tenía una breve pregunta de seguimiento sobre LNG. ¿Podría comentar cómo algunas de las interrupciones en Oriente Medio están afectando su visión del panorama macro de LNG? ¿Y podría darnos una actualización sobre los proyectos NFE y NFS dada algunas de las interrupciones en esa parte del mundo? Andrew M. O’Brien: Puedo empezar con el panorama macro y luego Kirk puede entrar en los detalles sobre NFE y NFS. Desde una perspectiva macro, para los dos meses que básicamente hemos tenido la producción de Qatar detenida en el sentido de que no ha pasado por el Estrecho, eso equivale aproximadamente al 20% del LNG global que no está fluyendo. Para poner esto en contexto, equivale a algo como 200 cargamentos que no han zarpado: 200 cargamentos que no se han entregado. Nuestra opinión es que ya hemos visto un cambio estructural en el que habrá escasez de LNG durante bastante tiempo. Es probable que los precios sean bastante favorables durante un periodo, ya que la gente sube el precio para gestionar la demanda y la oferta. Qatar ha dicho públicamente que hay daños en Ras Laffan que tardarán algún tiempo en recuperar capacidad para el mercado. Nuestra visión interna es que esencialmente hemos visto un cambio estructural en el LNG con todo lo que ha sucedido, y se tardará mucho tiempo en volver a acercarse a donde estábamos antes. Le dejaré a Kirk que hable específicamente sobre nuestra posición en NFE y NFS. Ryan M. Lance: Yo añadiría, Arun, que estamos vigilando los inventarios de gas en Europa. Hoy están muy por debajo de donde deberían estar, dada la construcción que deberían estar experimentando. Nos preocupa mucho, dependiendo de cuándo llegue el invierno a través del norte de Europa y de qué tan duro sea ese invierno: ¿estará el gas allí? Los inventarios en este momento pondrían una luz intermitente sobre parte de eso de cara al futuro. Quizá Kirk pueda hablar específicamente sobre Qatar. Kirk L. Johnson: Unas cuantas aclaraciones rápidas sobre cómo nos está afectando. Nuestro único activo productor allí en Qatar es QG3, y como ritmo de producción, el año pasado fue aproximadamente 80 mil barriles equivalentes de petróleo por día, es decir, alrededor del 3% de la producción total de nuestra empresa y similar sobre el total de CFO. El resto de nuestra cartera global ha estado en gran medida—realmente—sin afectación por estos acontecimientos recientes. Ha estado bastante contenido en este único activo. Como cabría esperar, QatarEnergy ejecutó una reducción de ritmo muy controlada y, en última instancia, una parada en gran parte de la mayoría de sus trenes en Ras Laffan por razones tanto de seguridad como de integridad del proceso, pero también porque, con el Estrecho cerrado, hay capacidad limitada, si es que hay alguna, para levantar cargamentos. Tal como reveló QE, se vieron afectados dos trenes; esos no eran los nuestros, y eso sacó del mercado poco menos de 12 mtpa. QatarEnergy ha sido explícito al decir que esperan que esto impacte el mercado global durante un periodo de entre tres y cinco años. Si bien es fácil confundir la construcción de NFE y NFS con las operaciones, son bastante distintas. Nos complace ver que, a pesar del conflicto, la construcción de NFE y NFS ha estado avanzando. Naturalmente, ha habido algunos impactos e interrupciones, pero son muy diferentes a las operaciones. QE ha divulgado que esperan retrasos; es un poco prematuro proporcionar una guía firme sobre cómo se manifestará, pero esperamos que el retraso sea del orden de meses. Recordará que QE orientó a la segunda mitad de este año para el inicio, y podría ser posible que se extienda hacia la parte inicial del próximo año. Optamos por retirar Qatar de la guía de producción de 2Q para mayor claridad. Estaremos vigilando de cerca tanto la construcción como nuestra propia producción allí; sigue dependiendo mucho del conflicto. Esperamos que esto sea útil. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Bob Brackett de Bernstein Research. Su línea ya está abierta. Bob Brackett: Buenas tardes. Disculpen una pregunta un poco didáctica, pero hay un par de temas en los que estoy trabajando para educar a la gente y es posible que me ayuden. Uno es la realización de precios 101, especialmente en lo que respecta al momento, dado los movimientos muy bruscos en el precio del crudo que hemos visto. El segundo sería un poco de 101 sobre la ingeniería de los shut-ins: ustedes tienen un historial de 2020 de entender eso—los shut-ins y los posibles impactos a largo plazo en la producción. Se lo agradecería. Andrew M. O’Brien: De acuerdo, Bob. Empezaré con la primera parte sobre precios. Desde la perspectiva de ConocoPhillips, cuando piensa en nuestra cartera, alrededor del 40% de nuestro volumen de crudo está vinculado a marcadores de precio ya sea de Alaska o internacionales, convenientemente divididos de manera bastante equitativa entre ambos. Los volúmenes internacionales de petróleo crudo están principalmente vinculados a la fijación de precios de Dated Brent. Todo el mundo ahora habla de Dated e ICE como si no lo hubiéramos visto en mucho tiempo, y se ve cómo Dated Brent ha estado cotizando con una prima frente a ICE: cuanto más físico, más que el papel. En ANS, para nosotros, ANS se valora de forma efectiva en función de ICE Brent. Por eso tenemos una división 50/50 entre ANS ligado a ICE Brent e internacional ligado a Dated Brent: mucha palanca de Brent. En particular, sobre tu pregunta acerca del momento, sí se ve un poco de retraso en el momento en que se ve el efectivo frente a las ganancias. Primero se refleja en las ganancias, con un retraso en el momento en que entra el efectivo, y eso varía de un mercado a otro para nosotros. Empiezas a ver que el efectivo entra de manera más significativa como aproximadamente un mes después. Con suerte, esto ayuda a explicar nuestra exposición y la importancia de si estamos vinculados a Dated o a ICE. Aprovecharé para mencionar otro punto que a veces se pierde. También tenemos un componente grande del Lower 48 valorado en función del WTI. Nos sentimos realmente satisfechos con las realizaciones de nuestro WTI: alrededor del 98% en este trimestre. Eso podría perderse cuando miras la realización total de la compañía, cuando todo se mezcla, porque cuando lo mezclas todo, había tres o cuatro cosas ocurriendo: el diferencial WTI-Brent se expandió hasta alrededor de 9 dólares por barril, y tienes el momento de las ventas en lugares como Noruega. Es un conjunto complicado de piezas en movimiento, y habrá un desfase entre efectivo y ganancias que tardará un mes o dos en alinearse de nuevo. Ryan M. Lance: Sobre tu segunda parte, Bob, supongo que te refieres a impactos en el subsuelo por los taponamientos (shut-ins). No tenemos experiencia directa con muchos de los activos de Oriente Medio como Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos, pero probablemente sean similares a lo que tenemos en la North Slope: activos muy grandes, productivos, de alta porosidad y alta permeabilidad. No esperaríamos muchos problemas en que vuelvan; habrá un período de ramp-up, pero deberían regresar a casi toda su capacidad, menos cualquier restricción de superficie o problemas creados como resultado de daños en superficie. En algunos de estos, hay que preguntarse si están manteniendo el waterflood mientras están taponados. Si ese es el caso, probablemente estén acumulando presión y es probable que obtengas algo de producción de lavado. Respuesta de muy alto nivel a tu pregunta, pero no esperaría un gran impacto de oferta ni daños en el subsuelo al reactivar estos campos. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Josh Silverstein de UBS. Tu línea ya está abierta. Josh Silverstein: Hola. Gracias, a todos. Quería obtener una actualización sobre M&A de su parte, quizá más desde el ángulo de la desinversión. Ustedes tienen muchos recursos, como mencionaste, y tienen un programa continuo de desinversión. ¿Están viendo un fortalecimiento en las valoraciones de estos activos no esenciales dada la mayor fijación de precios? ¿Les hace querer ser más agresivos al vender activos en este mercado? ¿Y tal vez una actualización sobre cómo están pensando la participación de capital de la Fase 1 de Port Arthur de cara al inversor principal? Andrew M. O’Brien: Buenos días. Vale la pena poner nuestro anunciado programa de desinversión de 5.000 millones de dólares en contexto. Ya llevamos 3.000 millones, así que quedan alrededor de 2.000 millones. Yo lo pondría muy en la categoría de “actividad normal” para nosotros. Actualmente sí tenemos una sala de datos abierta en Permian con un par de paquetes dentro. Importante: no es una sola cosa grande; es una colección de activos dentro de la cuenca. Son activos que consideraríamos no esenciales dentro del Permian; probablemente algo que no llegaríamos a desarrollar en 10 a 15 años dada la profundidad de nuestro inventario. Por supuesto, estamos viendo mucho interés. Nuestro historial mostrará que no vamos a estar guiados por el calendario. No venderemos nada sin obtener el valor total. Pasaremos por un proceso y, si recibimos ofertas por el valor total para activos no esenciales que no vamos a desarrollar durante un tiempo, ciertamente lo revisaremos, pero es muy de los márgenes y es el trabajo habitual de limpieza de cartera que siempre hacemos.En la fase 1 de Port Arthur estamos en una situación perfecta—desde luego no necesitamos vender nada. Ese activo se está desriesgando cada día a medida que se acerca a la primera producción, y tendremos ese activo en línea en 2027. Todo lo que ha ocurrido en Oriente Medio ha vuelto a subrayar la importancia de contar con estos activos seguros dentro de nuestra cartera. Quizá algún día en el futuro recibamos una oferta que encaje con un tipo de inversión en infraestructura, pero no tenemos ninguna necesidad de vender ese activo, y no veo por qué consideraríamos hacerlo mientras aún está en construcción. Preferiríamos ponerlo en línea; quizá en el futuro sea no esencial, pero no hay nada ahí con lo que no estemos conformes. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Phillip Youngworth de BMO Capital Markets. Su línea ya está abierta. Phillip Youngworth: Gracias. Su posición en Montney tiene muchos recursos, y ha obtenido mejores resultados que algunos de los operadores de offset de allí. ¿Cuál es el apetito o la oportunidad de creación de valor para añadir a esta posición rica en líquidos, donde otros quizá no tengan el mismo entendimiento técnico o capacidades operativas? Por separado, ¿podría encajar Canadá en la estrategia de comercialización de LNG (oferta) si se apuntara al tramo alto de 10 a 15 mtpa? Kirk L. Johnson: Buenos días, Phillip. Seguimos viendo un desempeño sólido en nuestro activo de Montney. Hemos avanzado esto de una manera muy disciplinada y deliberada, y aunque ya estamos fuera de la fase de evaluación (appraisal), admitidamente todavía estamos en un desarrollo temprano: optimizando activamente nuestros planes e incorporando aprendizajes que son únicos de la cuenca, así como optimizaciones que podemos aprovechar gracias a nuestra posición madura y distinguida en el Lower 48. Hemos estado operando aproximadamente con una sola plataforma de perforación y esperamos continuar a un ritmo similar porque, como hemos visto en el Lower 48, al combinar equipos sólidos de perforación y terminación (completions), se logra un desempeño fuerte en ambos frentes. Nos gusta el desempeño por los sólidos líquidos: aproximadamente somos 50% líquidos, con corrientes entre NGL, condensado y crudo, y podemos aprovechar esos mercados de líquidos dentro de cada una de esas corrientes. Es un recurso muy competitivo. Debido a que tenemos una posición sólida y un buen desempeño, estamos vigilando oportunidades y el panorama. En cuanto a M&A o BD, actuaremos con inteligencia; si vemos una oportunidad con muchas sinergias, naturalmente la consideraríamos. En el lado del gas, como somos tan dominantes en líquidos, el gas no es un impulsor importante para nosotros, y naturalmente estamos parcialmente cubiertos porque usamos gas de combustible y gas directamente asociado con Surmont y nuestras operaciones de arenas petrolíferas (oil sands). Nos alienta escuchar los planes para la siguiente fase de la comercialización de LNG que viene saliendo de Canadá. Nos gustaría ver que Canadá aporte más alcance y escala a un mejor ritmo. Nuestros planes de crecimiento dependen de la comercialización (offtake); para ser muy agresivos en Montney, con nuestros propios planes de desarrollo o mediante adquisición, necesitaremos ver una llamada sobre esos barriles y ese gas, y más comercialización proveniente de BC. Esto es algo que para nosotros hay que vigilar cuidadosamente, y nos gustaría ver más avances por parte de quienes estén consolidando (maturando) esos proyectos. Andrew M. O’Brien: Muy directamente, desde una perspectiva comercial de LNG, estaríamos felices de contar con un poco más de comercialización en la Costa Oeste. Al igual que nuestra cartera de E&P, el costo de suministro—aquí, las tarifas de licuefacción—impulsa todo. Si hay tarifas de licuefacción competitivas por expansiones o proyectos nuevos en Canadá, ciertamente querríamos analizarlas, igual que analizamos la comercialización de muchos otros lugares. Tener algo de comercialización en la Costa Oeste no sería algo malo para nuestra cartera. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Analyst de Citi. Su línea ya está abierta. Analyst: Muchas gracias. Me pregunto si puedo pedirle que hable sobre el atractivo del capital incremental en Delaware frente a las oportunidades de refrac en el Eagle Ford. ¿Cómo compararían y contrastarían esas dos opciones? Nicholas G. Olds: Si observa Delaware y Eagle Ford, son bastante diferentes. En Eagle Ford, normalmente hacemos 50 o 60 refracs al año. Puedes ejecutar uno por aproximadamente el 60% del costo de un pozo de desarrollo y lograr un aumento de alrededor del 60% en esa terminación original en tu EUR. En ese caso, estás hablando de un costo de suministro de aproximadamente 30 y pico dólares: parte alta de los 30 por refracs. En Delaware, que es parte de nuestro costo de suministro más bajo, estás ejecutando actualmente en el rango de 30 y pico bajos a 30 y pico medios. En general, Delaware tendrá un retorno más fuerte que un refrac, pero están muy cerca: nos referimos a probablemente una diferencia de 2 a 5 dólares en el costo de suministro. Ambos son muy competitivos dentro de la cartera. Operador: Nuestra última pregunta viene de Kevin McCurdy de Pickering Energy Partners. Su línea ya está abierta. Kevin McCurdy: Hola. Buenos días. Al observar el programa de capital actualizado de este año, abordaron la actividad en Permian antes, pero en la diapositiva cinco de su presentación muestran cierta posible variación relacionada con la incertidumbre macro de Medio Oriente. ¿Puede ampliar un poco eso? ¿Sería un gasto de Medio Oriente diferido? ¿Hay otras consideraciones representadas en esa gráfica? Andrew M. O’Brien: Predominantemente, como Kirk y yo cubrimos antes, es realmente un rango de incertidumbre sobre lo que sucede con el capital de NFE y NFS durante el año. Nick y Ryan también cubrieron que no sabemos exactamente qué pasará en el lado no operado en el Lower 48, pero no vamos a ponernos en una situación en la que, si nos votan, no participemos en proyectos de bajo costo de suministro. Yo lo tomaría como una incertidumbre general en un mundo muy incierto en este momento. Operador: Gracias, señoras y señores. Esto concluye la conferencia de hoy. Gracias por participar. Ya puede desconectarse.