Equinor ASA

Bård Pedersen: Buenos días a todos, tanto aquí en la sala de Oslo como a todos nuestros participantes en línea. Bienvenidos a la presentación de los resultados del Cuarto Trimestre y del Año Completo de 2025 de Equinor. Me llamo B�rd Glad Pedersen. Soy director de Relaciones con Inversores en Equinor. A quienes están aquí en la sala, quiero informarles de que no hay simulacros de emergencia planificados para hoy. Así que, si suena una alarma, evacuaremos y seguiremos las instrucciones. Hoy, haremos una presentación primero por parte de nuestro CEO, Anders Opedal, seguida de una presentación de nuestro CFO, Torgrim Reitan, antes de comenzar el período de preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador] Así que, con eso, se lo paso a Anders para su presentación. Anders Opedal: Y muchas gracias a todos por unirse aquí en la sala, y gracias por participar en digital. Así, para Equinor, 2025 fue un año de entregas sólidas, pero también fue un año de mayor tensión geopolítica e incertidumbre en los mercados. Nuestro trabajo es asegurarnos de que asignamos nuestros recursos de una manera que mantenga un negocio competitivo, creando valor en todo momento. Hoy, Torgrim y yo mostraremos las medidas necesarias que tomamos para fortalecer aún más nuestra competitividad, el flujo de caja y la solidez. Esto nos permite transitar y aprovechar la volatilidad del mercado y el entorno macroactual. Así que tenemos 3 mensajes clave para ustedes hoy. Primero, estamos bien posicionados para maximizar el valor para los accionistas a largo plazo. Hoy compartiremos cómo las prioridades estratégicas claras guían la asignación de capital para 2026 y '27, y volveremos a presentar nuestra estrategia hacia 2030 en nuestro Día de los Mercados de Capitales en junio. Segundo, tomamos medidas firmes para fortalecer el flujo de caja libre. Reducimos nuestra perspectiva de CapEx en $4.000 millones y mantenemos una sólida disciplina de costos. Esto nos hace más sólidos frente a precios más bajos y nos asegura que podamos mantener un balance sólido a través de los ciclos. Y tercero, seguimos desarrollando un portafolio atractivo, entregando crecimiento de la producción de petróleo y gas. Con esto, estamos preparados para la volatilidad que viene. La transición energética está cambiando el rumbo en muchos mercados, con gobiernos y compañías que modifican sus prioridades. Los precios actuales del petróleo están respaldados por el riesgo geopolítico, pero estamos preparados para una oferta sólida combinada con un crecimiento moderado de la demanda, lo que presiona el precio del petróleo a corto plazo. Para el gas, el mercado europeo ha visto clima frío y un alto nivel de extracción de los almacenamientos a finales de diciembre y en enero. Los niveles de almacenamiento ahora están alrededor del 40%, significativamente por debajo del promedio de los últimos 5 años y también por debajo del del año pasado. Esperamos que continúe la volatilidad y que llegue más LNG al mercado. En EE. UU., las bajas temperaturas han impulsado la demanda local y reducido las exportaciones de LNG. Pero antes de seguir avanzando, siempre empezaré con la seguridad. Aunque hay menos personas heridas y nuestras cifras de seguridad van en la dirección correcta, todavía tenemos incidentes graves y necesitamos mejorar. En septiembre, nuestro colega resultó fatalmente herido durante una operación de izado en Mongstad. Un recordatorio contundente de que no podemos descansar hasta que todos vuelvan a casa de forma segura desde el trabajo cada día. Nuestra tendencia en seguridad refleja años de buen trabajo por parte de las personas de nuestra organización y nuestros proveedores. La seguridad sigue siendo nuestra primera prioridad. A lo largo de 2025, hemos logrado un desempeño sólido a pesar de la incertidumbre geopolítica, la alta inflación en la cadena de suministro y los menores precios de los commodities. Esto se traduce en un récord histórico de producción, gracias al buen desempeño operativo y a nuevos yacimientos en producción. Hemos madurado un portafolio de proyectos competitivo en el sector noruego de la plataforma continental y a nivel internacional. Con Johan Castberg en producción, abrimos una nueva región en el Mar de Barents. En Brasil, iniciamos la producción desde Bacalhau, el primer buque operador de pre-sal adjudicado a una compañía internacional. Seguimos con el proceso de “high-grading” de nuestro portafolio, y mantuvimos la disciplina de costos y de capital.Todo esto nos ha permitido ofrecer una rentabilidad media del capital empleado líder en la industria del 14,5% y 18.000 millones de dólares en flujo de caja de las operaciones, después de impuestos. Hemos entregado 9.000 millones de dólares en distribución de capital a nuestros accionistas, tal como dijimos al inicio del año. El año pasado, recibimos 2 órdenes de detener los trabajos para Empire Wind. En nuestra opinión, ambas son ilegales. La primera fue levantada por la administración de la ONU en mayo. La segunda orden de detener los trabajos llegó justo antes de Navidad. Esta citó razones de seguridad nacional, que ya forman parte central de un amplio proceso de aprobación en el que hemos cumplido todos los requisitos. En enero, se nos concedió una medida cautelar preliminar que nos permite reanudar la construcción. Habrá un proceso legal continuo, y seguimos en diálogo con las autoridades estadounidenses para resolver cualquier cuestión. A pesar de los importantes desafíos causados por las órdenes de detener los trabajos, la ejecución del proyecto va según lo previsto. El proyecto ya está más del 60% completado. Hemos instalado con éxito todos los monopiles, la subestación marina y casi 300 kilómetros de cables submarinos. Ahora se espera que la inversión total (CapEx) para Empire Wind sea de alrededor de 7.500 millones de dólares. Quedan alrededor de 3.000 millones, y nosotros, como otras empresas, seguimos expuestos a la incertidumbre cuando se trata de posibles aranceles futuros. El proyecto califica para créditos fiscales según lo decidido por el Congreso de EE. UU. Se espera que el efecto en efectivo de estos sea de alrededor de 2.500 millones de dólares. Hasta ahora, hemos dispuesto 2.700 millones de dólares de la financiación del proyecto. Esperamos disponer los 400 millones restantes este año. Para 2027 y '28 combinados, esperamos alrededor de 600 millones de dólares en flujo de caja de las operaciones. Combinado con la ITC, esto cubre el CapEx restante en el periodo. Hemos continuado con una mejora de la calidad de nuestro portafolio. Anunciamos el movimiento más reciente esta semana, desinvirtiendo activos en tierra en Argentina por una contraprestación total de 1.100 millones de dólares, liberando capital para oportunidades de creación de alto valor. La creación de Adura fue un hito importante el año pasado. Nuestra empresa conjunta con Shell ha creado un operador líder en la plataforma continental del Reino Unido, totalmente financiado con recursos propios, que cubre todo el CapEx de Rosebank y está bien posicionada para el crecimiento. La empresa del JV espera distribuir más del 50% del flujo de caja de las operaciones a sus accionistas, a partir de la primera mitad de 2026. Basándonos en los planes de Adura, esperamos dividendos totales de más de 1.000 millones de dólares para 2026 y '27 combinados, junto con el crecimiento de '26 a '27. Esto cambia nuestro portafolio del Reino Unido de ser negativo en caja debido al CapEx a ser positivo en caja a partir de dividendos. Estas 2 transacciones se basan en la mejora previa del portafolio, mediante la desinversión en activos maduros e inversiones mayores en la producción de gas a largo plazo en tierra en EE. UU. Con ello, hemos creado un portafolio internacional más preparado para el futuro, centrado en áreas centrales con perspectivas, aumentando el flujo de caja libre, con una producción sólida, reduciendo costos y con una intensidad de carbono baja. Ahora, pasemos a nuestras prioridades estratégicas para 2026 y '27 y a cómo guían nuestra asignación de capital. El mundo está cambiando, pero hay una cosa que permanece firme. La demanda de energía sigue creciendo. Estamos bien posicionados para contribuir a la seguridad energética, la asequibilidad y la sostenibilidad. Así que primero, después de más de 50 años desarrollando la plataforma continental noruega, estamos en una posición única para crear valor aquí, y seguimos invirtiendo. La plataforma continental noruega sigue siendo la base de la empresa. En 2026, la NCS contribuirá a nuestro crecimiento de la producción, y trabajamos para mantener una producción sólida bien entrado la próxima década. En el futuro, como saben, esperamos realizar más descubrimientos, pero más pequeños. Para garantizar la viabilidad comercial, trabajaremos con socios, proveedores, autoridades y sindicatos para cambiar la forma en que operamos en la plataforma continental noruega. Desarrollaremos los descubrimientos futuros más rápido, seremos más eficientes y aumentaremos el retorno, mejorando además la seguridad. A continuación, estamos preparados para entregar un fuerte crecimiento de la producción y del flujo de caja derivado de nuestra cartera internacional mejorada: la cartera internacional de petróleo y gas.Estamos avanzando en la ejecución del proyecto y en la exploración en geografías clave, agregando nuevos volúmenes y oportunidades para asegurar la longevidad de la cartera. En generación de energía, combinamos nuestra cartera renovable con energía flexible para construir un negocio eléctrico integrado y fortalecer nuestra competitividad. En todo lo que hacemos, impulsamos el valor y actuamos con disciplina en la ejecución y la asignación de capital. El principal enfoque para '26 y '27 es garantizar operaciones seguras y una sólida ejecución de proyectos de la cartera ya aprobada. Todo esto, petróleo y gas noruegos, petróleo y gas internacionales y energía, se integra gracias a nuestras capacidades de comercialización y trading, creando una mejora del valor en todo nuestro negocio. Estamos posicionados para generar valor en soluciones de baja emisión de carbono, como la captura y almacenamiento de carbono, pero los mercados se están desarrollando a un ritmo más lento que el previsto. Además de la ejecución de Northern Lights y Northern Endurance, seguiremos madurando algunas opciones y mercados seleccionados a bajo costo. Estaremos posicionados para invertir a medida que los mercados se desarrollen, los clientes estén en su lugar y los retornos sean sólidos. Aumentamos nuestra producción a niveles aún más altos en 2026, desde un nivel histórico en 2025. Para el año, esperamos un crecimiento de la producción de alrededor del 3%. Estamos intensificando nuevos campos, lo que compensa con creces la desinversión y la disminución natural. Estamos reabasteciendo nuestra cartera y contamos con una razón promedio de reposición de reservas a 3 años de 100%. En la NCS, el año pasado realizamos 14 descubrimientos comerciales, principalmente cerca de la infraestructura existente, lo que contribuye a la longevidad. Y seguimos explorando. Hemos incorporado superficies atractivas en Noruega, Brasil y Angola, donde esperamos perforar alrededor de 30 pozos de exploración en 2026. Esperamos reducir nuestro costo unitario de producción a 6 USD por barril. Seguimos centrados en entregar una cartera con eficiencia de carbono, con una intensidad de CO2 en la actividad upstream de 6.3 kilo por barril. Tomamos medidas firmes para fortalecer nuestro flujo de caja y aumentar aún más la resiliencia ante una mayor incertidumbre del mercado. En 2026, esperamos alrededor de 16 mil millones de USD en flujo de caja de las operaciones, después de impuestos. Esto refleja un menor panorama de precios y también se ve afectado por el efecto del desfase fiscal en Noruega. Un supuesto de precio plano crece hasta alrededor de 18 mil millones de USD en 2027. Hemos fortalecido nuestro programa de inversiones para 2026 y '27, reflejando realidades del mercado. Hemos reducido nuestra perspectiva de CapEx para estos 2 años en alrededor de 4 mil millones de USD, principalmente dentro de energía y baja emisión de carbono. Esto también influyó en nuestra reducción de intensidad neta de carbono para 2030 y 2035: sin cambios de 5% a 15% y de 15% a 30%, respectivamente. Mantenemos inversiones estables de alrededor de 10 mil millones de USD anuales en petróleo y gas. Nuestra guía de CapEx para 2026 es de alrededor de 13 mil millones de USD. Esto incluye Empire Wind, donde, en 2027, esperamos monetizar créditos fiscales por inversión por alrededor de 2 mil millones de USD. Con esto, indicamos CapEx de 9 mil millones de USD para 2027. En la situación actual de la industria eólica marina, nos enfocamos en proyectos en ejecución y tenemos un listón alto para comprometer capital en nuevos proyectos de eólica marina. Esto incluye nuestra participación en �rsted. Seguiremos impulsando mejoras de costos, incluida la depuración de la cartera (high-grading) que hemos realizado. Nuestro objetivo es lograr una reducción de 10% en el OpEx en 2026, incluso al tiempo que crecemos la producción. Continuamos con la optimización estratégica de la cartera para fortalecer el flujo de caja futuro. Se espera que los ingresos por la desinversión de los activos de Peregrino y de Argentina en tierra (onshore) aporten más de 1.1 mil millones de USD este año. Las acciones que tomamos para fortalecer nuestro flujo de caja y solidez respaldan una distribución de capital sostenible y competitiva. Esto es importante para mí y es una prioridad para el Consejo de Administración. El punto de partida es el dividendo en efectivo. Hemos establecido la ambición de aumentar el dividendo trimestral en efectivo en 0.02 USD por acción sobre una base anual. Seguimos cumpliendo con esto. Representa un aumento líder en la industria de más de 5%. También seguimos utilizando recompras de acciones para entregar una distribución total competitiva.Para 2026, anunciamos un programa de recompra de acciones por 1.500 millones de dólares, incluida la participación del Estado. El primer tramo de 375 millones de dólares comienza mañana. Como ya se comunicó, vemos efectos reales de calendario como el desfase fiscal en Noruega y la fase de Empire Wind, y recurrimos al balance para ofrecer una distribución de capital competitiva en 2026. En 2027, hemos tomado medidas para lograr un flujo de caja libre más sólido. Esto es importante para asegurar que podamos ofrecer una distribución de capital competitiva de manera sostenible a largo plazo. Así que, con nuestra orientación de fondo, cedo la palabra a Torgrim, que les llevará a través de los detalles. Y luego espero las preguntas junto con Torgrim cuando termine. Así que, Torgrim, por favor. Torgrim Reitan: Así que gracias, Anders, y buenos días y buenas tardes, y gracias por unirse a nosotros aquí hoy. Así que 2025 fue un buen año para Equinor. Logramos un desempeño sólido y una producción récord. Pero antes de entrar en los resultados financieros, quiero ampliar cómo gestionaremos un periodo de volatilidad. Así que estamos preparados para precios más bajos con un balance sólido, menores costes y CapEx y un atractivo portafolio de proyectos. Nuestro marco financiero establece las condiciones límite para cómo asignamos capital: para nuestra asignación de capital y cómo gestionamos nuestra empresa. Así que para empezar, nuestra máxima prioridad será entregar un dividendo en efectivo sólido y en crecimiento, en línea con nuestra política de dividendos, y esto refleja el crecimiento de nuestros ingresos subyacentes a largo plazo. Luego seguiremos invirtiendo en un portafolio de inversión atractivo y de alta calidad, con bajos puntos de equilibrio y retornos sólidos, de acuerdo con las siguientes prioridades. Primero, nuestra posición única en la plataforma continental noruega nos proporciona ventajas competitivas. Y por eso seguiremos priorizando el desarrollo de esta área y asignando casi el 60% de nuestras inversiones a un área que conocemos mejor que nadie. En 2026, tenemos 16 proyectos en ejecución en Noruega. Muchos de estos son conexiones a infraestructura existente con costos bajos y puntos de equilibrio muy bajos. Luego asignaremos el 30% de nuestro capital a nuestro negocio internacional de petróleo y gas. Esto se debe principalmente a proyectos aprobados, y esperamos aumentar la producción a más de 900.000 barriles por día en 2030. Y luego, alrededor del 10% de nuestro capital se asignará a construir un negocio integrado de energía, donde el foco principal es ejecutar de manera segura, a tiempo y dentro del costo nuestros proyectos de energía eólica marina. Fuera de estas 3 áreas, esperamos inversiones limitadas durante los próximos 2 años. Como saben, priorizaremos tener un balance sólido y la liquidez necesaria en todo momento. Y esto es importante para gestionar el riesgo y seguir entregando valor. Durante los próximos 2 años, veremos los efectos de calendario, como el desfase fiscal de la NCS y el crédito fiscal de Empire Wind, impactando nuestro flujo de caja de las operaciones, y nos apoyaremos en el balance. Nos apoyaremos en el balance en 2026 para cubrir el CapEx y la distribución. El próximo año, en 2027, el flujo de caja de las operaciones es más fuerte, y hemos reducido el CapEx significativamente, mejorando el flujo de caja libre. Así que gestionaremos el balance durante este periodo y continuaremos entregando una distribución de capital competitiva, incluidas recompras de acciones. Durante más de una década, hemos entregado de forma constante un rendimiento del capital empleado líder en la industria. Y si me preguntas, ese es un KPI premium que mantenemos muy alto en nuestra empresa. Y con este marco financiero, esperamos entregar alrededor del 13% en los próximos 2 años, ahora usando un deck de precios más bajo que el que hemos utilizado antes, como tal. Eso es comparable con lo que hemos dicho anteriormente. Estamos acostumbrados a gestionar la volatilidad y a generar valor a través de los ciclos. Primero, para gestionar los ciclos, tenemos que operar con un balance sólido y una calificación crediticia robusta, y la tenemos. La tenemos. Y tener liquidez disponible es clave. Por el momento, contamos con cerca de 20.000 millones de dólares.En segundo lugar, es importante contar con una base de bajo coste para garantizar que obtenemos beneficios con precios bajos y que sigamos reduciendo nuestros costes. Tenemos un bajo coste unitario de producción. Y en 2026, lo reduciremos aún más en torno a un 10%, hasta 6 dólares por barril. Somos el proveedor con el coste más bajo de gas por tubería para Europa, con costes totales de menos de 2 dólares por MBtu, y estamos seguros de que crearemos un valor significativo en cualquier escenario de precios en Europa. A través de un sólido desempeño de costes y una optimización de cartera (high-grading), buscamos reducir el OpEx y el SG&A en un 10% en 2026. Esto se traduce en un desarrollo subyacente de costes plano, superando la inflación y aumentando la producción. Estamos abordando los costes en todas las partes de la organización. Y quiero destacar que en 2025 reducimos el OpEx y el SG&A en renovables en un 27%, principalmente debido a reducciones en los costes de las fases iniciales. Y luego, en tercer lugar, es fundamental contar con una cartera de proyectos competitiva que tenga sentido con precios más bajos. Y gestionamos la mayoría de nuestros proyectos, lo que nos da la flexibilidad necesaria para ajustarnos cuando queramos hacerlo. Gracias a la flexibilidad de la cartera y a la optimización (high-grading), hemos reducido el CapEx en los próximos 2 años en 4.000 millones de dólares, hemos realizado desinversiones por más de 6.000 millones desde 2024 y hemos fortalecido la calidad de nuestra cartera. Nuestro punto de equilibrio medio está en torno a 40 dólares y vemos una tasa interna de retorno del 25% en la cartera con petróleo a 65 dólares. Seguimos siendo líderes en eficiencia de CO2 y con un plazo de recuperación medio de 2,5 años. Así que lo llamo una cartera de proyectos sólida, de bajo riesgo y con alto valor que generará valor también con precios bajos. En periodos de volatilidad, nuestra posición en NCS y nuestra cartera internacional se complementan. En Noruega, somos más resistentes a los precios más bajos, mientras que a nivel internacional, y en particular en EE. UU., donde hemos reforzado nuestra posición en gas, tenemos una gran exposición al alza de los precios. Así que primero, Noruega. Tenemos deducciones inmediatas de CapEx contra el impuesto especial sobre el petróleo. Y con la consolidación total entre yacimientos y sin ring-fencing de activos, nuestro CapEx antes de impuestos de alrededor de 6.000 millones de dólares se traduce en inversiones después de impuestos de menos de 1.500 millones de dólares. Y cuando cambian los precios, el 78% del efecto sobre los ingresos se absorbe mediante la reducción de impuestos. Esto hace que el NCS sea menos sensible a precios más bajos que otras cuencas. Entonces, ¿qué ocurre si cambian los precios? Con un movimiento de 10 dólares en el precio del petróleo, el flujo de caja solo se ve impactado en 1.200 millones de dólares, y esto es a través de toda la cartera global y ajustado por el desfase fiscal. Para el gas europeo, un cambio de 2 dólares equivale a 800 millones de dólares. Lo que es especialmente interesante es el gas en EE. UU., donde la producción es ahora 1/3 de nuestra posición de gas noruega. Pero aun así, un movimiento de 2 dólares en el precio del gas tiene un efecto similar sobre el flujo de caja después de impuestos que en Noruega. Así que permítanme ampliar más sobre el gas en EE. UU., ya que se ha vuelto aún más importante para nosotros. Así, en 2025, entregamos alrededor de 1.000 millones de dólares en flujo de caja procedente de las operaciones a partir de ese activo. La producción aumentó un 45% gracias a adquisiciones realizadas en el momento oportuno, hasta alrededor de 300.000 barriles por día, capturando precios del gas que fueron más de un 50% superiores a los de 2024. Tenemos un bajo coste unitario de producción para el gas en EE. UU., de alrededor de 1 dólar por barril, y estamos bien posicionados para beneficiarnos de un crecimiento sólido de la demanda eléctrica (power load growth) y del aumento de la demanda en el Nordeste. Comercializamos nuestro gas nosotros mismos, y podemos añadir valor a través del trading, la capacidad de los gasoductos y el acceso a mercados premium como la ciudad de Nueva York y Toronto. Así que en enero de este año, los precios del gas en el Nordeste alcanzaron niveles muy altos impulsados por las tormentas de invierno, y usamos nuestra infraestructura y nuestro trading para capturar una parte considerable de ese valor derivado de la volatilidad. De acuerdo. Ahora, pasemos a los resultados del cuarto trimestre y del año completo. Estas diapositivas resumen las cifras clave que escuchó de Anders. La seguridad es nuestra primera prioridad. Vemos resultados sólidos en seguridad, pero necesitamos seguir mejorando con determinación. La rentabilidad sobre el capital medio empleado en '25 fue del 14,5%. El flujo de caja de las operaciones después de impuestos ascendió a 18.000 millones de dólares y el beneficio por acción fue sólido, en 0,81 dólares. Para el año, producimos 2.137.000 barriles por día. Esto es un máximo histórico y está un 3,4% por encima del año pasado, impulsado por el aumento de capacidad en Johan Castberg y Halten East en la NCS, el gas onshore en EE. UU. y nuevos pozos que entraron en producción. En el trimestre, la producción aumentó un 6% a pesar de algunos problemas operativos en Noruega y en Brasil. En la NCS, Johan Sverdrup tuvo otro año sólido. En energía, producimos 5,65 teravatios hora y la generación de energía renovable aumentó en un 25%. Así que pasemos a las finanzas. Los ingresos operativos ajustados de E&P Noruega ascendieron a 5.000 millones de dólares, impulsados por un mayor nivel de producción a precios más bajos. La depreciación fue mayor que el año pasado debido a la puesta en marcha de nuevos campos. Nuestros resultados de E&P International se vieron afectados por cambios de cartera y por una situación de underlift en el trimestre. En EE. UU., los resultados estuvieron impulsados por una producción de gas significativamente más alta, capturando precios más elevados. Y en nuestro segmento MMP, los resultados estuvieron impulsados por el trading de gas y la optimización, y por un resultado favorable de la revisión de precios en enero. Así que el resultado de esta revisión de precios explica la diferencia respecto a la guía de MMP. Así que esto es un hecho puntual. Sin embargo, es lo suficientemente importante y el impacto en el flujo de caja será algo mayor que el efecto contable, y se reflejará en 2026. A nivel de grupo, tuvimos deterioros netos por 626 millones de dólares y pérdidas por la venta de activos por 282 millones de dólares. Estos no impactan las cifras ajustadas. Una parte significativa de esto se relaciona con las transacciones de Peregrino y Adura, y se deben principalmente al tratamiento contable de estas transacciones, de naturaleza más técnica. El OpEx ajustado y SG&A aumentó un 7% frente al mismo trimestre del año pasado y un 9% para el año. Estas variaciones se deben a costos de transporte, reclamaciones de seguros y divisas. Para el año, el OpEx y SG&A subyacentes aumentaron un 1%. Y si ajustamos por los vientos en contra de divisas, en realidad fue ligeramente a la baja. Para el año, nuestro flujo de caja de las operaciones fue de 18.000 millones de dólares después de impuestos, en línea con nuestra guía cuando ajustamos por cambios en los precios. El CapEx orgánico para el año fue de 13,1 mil millones de dólares, también en línea con lo que dijimos. Nuestra deuda neta frente al capital empleado terminó en el 17,8%. Este aumento respecto al trimestre anterior se debe principalmente a pagos de impuestos en la NCS y a la participación en la ampliación de capital de derechos de Ørsted, y a un incremento algo mayor del capital de trabajo. Así que permítanme concluir con nuestra orientación. Para 2026, esperamos 13 mil millones de dólares en CapEx orgánico y un crecimiento del 3% en la producción de petróleo y gas. Hemos incrementado nuestro dividendo trimestral en efectivo en más de un 5% ahora, hasta 0,39 dólares por acción, y anunciamos una recompra de acciones de hasta 1.500 millones de dólares para el año, comenzando con el primer tramo mañana. Así que muchas gracias por su atención. Y ahora volveré la palabra a usted, Bård, para la sesión de preguntas y respuestas. Así que gracias. Bård Pedersen: Gracias, a ambos, Anders y Torgrim. Ahora comenzaremos con las preguntas y respuestas. [Instrucciones del operador] Así que entonces empecemos. Y la primera pregunta que vi fue de Teodor Sveen-Nilsen de Sparebank. Teodor Nilsen: Felicitaciones por los resultados sólidos. Así que 2 preguntas. Primero sobre CapEx. Obviamente redujeron la guía para 2027. Solo me pregunto cómo deberíamos interpretar la tasa de ejecución hacia 2028. ¿Deberíamos asumir también que el CapEx de 2028 estará bien por debajo de los 13 mil millones de dólares que ustedes anunciaron anteriormente? ¿O es demasiado pronto para decir algo al respecto? Y segunda pregunta, que es sobre MMP. ¿Podrían explicar qué hay detrás de la revisión de precios que impulsó los resultados? Anders Opedal: Muchas gracias. Así que pueden pensar en la revisión de precios, Torgrim, mientras hablo sobre el CapEx. Sí, tienes razón. Hemos reducido el CapEx. Tenemos — al observar el perfil de CapEx en los últimos años, hemos mantenido la consistencia. Han visto que mantenemos la consistencia en la inversión en petróleo y gas noruegos y en petróleo y gas internacional. Y el año pasado y este año, estamos reduciendo la perspectiva de CapEx para nuestras energías renovables y soluciones bajas en carbono. Y esto se debe a que hace 2, 3 años, teníamos una visión de mercado diferente a la que tenemos hoy. No esperamos que este mercado cambie de manera drástica en los próximos años.Pretendemos seguir centrando nuestros esfuerzos en invertir de forma constante en nuestra atractiva cartera de petróleo y gas que Torgrim ha demostrado, y ser guiados por el mercado para invertir en soluciones de bajas emisiones de carbono y energía cuando llegue el momento adecuado, cuando la rentabilidad sea la adecuada y cuando el mercado lo permita. Así que no puedo darte la guía para 2028 ya. Pero con esta constancia en las inversiones en petróleo y gas y este cambio que hemos realizado en el CapEx para renovables y soluciones de bajas emisiones de carbono, probablemente el mercado no cambie mucho en los próximos años. Creo que verás cierta constancia en nuestra guía de CapEx de cara al futuro, y volveremos a más detalles sobre esto en junio. Torgrim Reitan: Y gracias, Teodor. Sobre la revisión de precios: es un mecanismo normal en muchos contratos de gas, donde, más o menos, si el precio del contrato se desajusta respecto a lo que debería haber sido en el mercado, tenemos un mecanismo para renegociar o abrir esa situación. A menudo discrepamos con los clientes en procesos como este. Y a menudo llevamos este tipo de asuntos a arbitraje, como hemos hecho en este caso. Así que eso ha estado en marcha durante un tiempo, y ganamos en ese arbitraje. A lo largo del año, hemos devengado ingresos relacionados con ello porque consideramos que teníamos un caso sólido. El resultado ha sido aún mejor que lo que hemos devengado como tal. Por tanto, este será un pago único durante el año. Y a partir de ahora, habrá un nuevo mecanismo en vigor en ese contrato. Bård Pedersen: Lo siento, Teodor, necesito ceñirme a las 2 preguntas porque queremos cubrir la mayor cantidad posible. Y la siguiente en mi lista es John Olaisen, ABG Sundal Collier. John Olaisen: Primera pregunta: con respecto a Johan Sverdrup... Bård Pedersen: John, por favor usa el micrófono para que la gente pueda escucharte en línea. John Olaisen: De acuerdo. Lo siento. Soy John Olaisen, de ABG. Mi primera pregunta es sobre Johan Sverdrup. Anders, hoy has citado en los medios de comunicación que esperas que disminuya más de un 10% este año. Quería ampliarlo un poco más. ¿Cuánto más? ¿Y esperamos lo mismo para los próximos años? Así que esas son mis dos preguntas sobre el perfil de producción de Johan Sverdrup. La segunda pregunta es sobre M&A. Has vendido muchos activos a nivel internacional. Así que me pregunto: ¿todavía tienes activos en la lista de ventas a nivel internacional? Y en segundo lugar: hace mucho tiempo desde que compraste activos internacionalmente. ¿Estáis mirando posibles adquisiciones a nivel internacional? Esas son las dos preguntas, sobre Sverdrup y sobre M&A. Anders Opedal: Gracias. En primer lugar, en lo que respecta a Sverdrup, creo que hemos demostrado durante muchos, muchos años cómo hemos podido mantener la producción, incluso incrementarla, gracias al trabajo fantástico que realizan las personas que trabajan en Johan Sverdrup. Luego, un yacimiento como este es como todos los demás: con el tiempo, llegará a una fase de declive, y lo vemos ahora. Así que vemos una caída en Johan Sverdrup para 2026 de más de un 10%, pero por debajo del 20%, y eso es lo que incorporamos en nuestras cifras. Aun así, tendremos un crecimiento en Equinor del 3% para 2026 y, de hecho, también habrá crecimiento tanto en la plataforma continental noruega como a nivel internacional. Y, por supuesto, en función de todo el buen trabajo: perforar nuevos pozos, colocar los pozos mejor, adaptar/reacondicionar los pozos, alta eficiencia de producción, tener una alta tasa de agua y el caudal a través de los separadores. El equipo trabaja para asegurarse de que ese declive sea lo más bajo posible. Pero por encima del 10%, bien por debajo del 20 es lo que vemos y es lo que contemplamos para 2026. En cuanto a M&A: no tenemos una lista específica de posibles candidatos y objetivos de ventas que divulguemos. Pero creo que lo que has visto es lo que hemos hecho en el pasado: hemos sido activos tanto en desinversiones cuando creemos que el momento es el adecuado para crear valor y cuando vemos que la inversión futura puede utilizarse mejor en otros lugares, y hemos monetizado esos activos. Y cuando hemos visto oportunidades oportunistas para invertir, lo hemos hecho, como dos veces en el gas de EE. UU. en Marcellus. Puedes esperar que seamos activos de cara al futuro.Y hemos tenido una estrategia para optimizar el negocio internacional, y ya lo hemos optimizado y lo hemos establecido con claridad para el crecimiento. Ahora el enfoque es cumplir con ese crecimiento, encontrando oportunidades de exploración más atractivas dentro de esas áreas seleccionadas y, al mismo tiempo, estar abiertos a oportunidades que generen valor en el mercado. Bård Pedersen: Gracias. El siguiente en mi lista es Henri Patricot de UBS. Henri Patricot: Dos preguntas por mi parte. La primera sobre la guía de flujo de caja para '26 y '27: muestran una mejora significativa en '27 hasta $18 mil millones. ¿Podrían darnos un poco más de desglose de lo que hay detrás de esa mejora? Creo que mencionó que Empire Wind empieza a operar y que hay un efecto de rezago fiscal. ¿Qué más contribuye a este fuerte aumento? Y, en segundo lugar, me preguntaba: todavía hay incertidumbre en torno a Empire Wind 1. ¿Cuál sería el impacto en el marco financiero que presentaron hoy si el proyecto no se completa o las implicaciones para el CapEx más amplio y la rentabilidad para los accionistas? Anders Opedal: Entonces, si tú, Torgrim, empezamos con Empire Wind, yo puedo abordar después la reducción de CapEx para '27. Torgrim Reitan: De acuerdo. Así que gracias, Henri. Sobre Empire Wind, está claro que nos guiamos por una especie de economía prospectiva y flujos de caja prospectivos cuando tomamos la decisión. Así que, a partir de ahora, el resto de las inversiones se cubrirán con el ITC y el flujo de caja de las operaciones durante los próximos 2 años, de esta forma. De manera que el umbral para no avanzar con ello es extremadamente alto, en cierta medida. Quiero decir, la economía total del ciclo de vida de ese proyecto es otra cosa. Pero está claro que la decisión que tenemos que tomar es, en realidad, cómo se ve en el futuro. Y de cara al futuro, en realidad es bastante sólido. Así que el umbral para detenerlo es muy alto. Nuestro trabajo es entregarlo a tiempo y con el cronograma. Y debo decir que estoy extremadamente orgulloso de lo que esa organización del proyecto ha podido hacer durante toda esta volatilidad de este año para mantenerlo estable en la trayectoria. Así que estamos en camino para entregar, y no tenemos otros planes que ese. Anders Opedal: Sí. Y luego el flujo de caja de las operaciones, que está aumentando de $16 mil millones a $18 mil millones hacia '27. Esto se basa en el supuesto de precio plano: $65 para el precio del petróleo y $9 y $3,5 para Europa y EE. UU., respectivamente. Y la respuesta aquí es el rezago fiscal. Este año estamos pagando un impuesto más alto en función de precios más altos del año pasado en la plataforma continental noruega. Y además, es un aumento del 3% en la producción en 2026 que también contribuirá a un flujo de caja más alto. Bård Pedersen: Bien. Tengo una lista larga también en línea. Así que tomemos algunas de ahí. La primera persona que levantó la mano fue Biraj Borkhataria de RBC. Biraj Borkhataria: Solo la primera es un seguimiento de Johan Sverdrup. Mencionó la caída para 2026. ¿Cuál es su escenario base para 2027 y más allá? Porque obviamente es una parte bastante importante de su cartera. Sería bueno tener algo de claridad sobre las tasas de declive. Y luego la segunda pregunta es solo sobre el presupuesto de Empire Wind: obviamente ha subido un poco. ¿Cómo deberíamos pensar sobre cuánto margen de contingencia tienen en ese nuevo presupuesto de $7,5 mil millones? Anders Opedal: Bien, cuando se trata de — ahora estamos guiándonos sobre Johan Sverdrup para 2026. Y decir cuánto será en '27 es demasiado pronto. Como dije, tenemos un equipo fantástico allí que hará todo lo que esté a su alcance para reducir esa caída. Perforaremos nuevos pozos. Y también les recuerdo que a finales de '27 tendremos Johan Sverdrup Fase 3 entrando en operación. Además, habrá una fase de ramp-up de otros campos en la plataforma continental noruega, lo que significa que, a pesar de esta reducción en el declive de '26 de Johan Sverdrup, seguiremos teniendo crecimiento de la producción. Y entonces veremos cómo se comporta Johan Sverdrup durante la primera parte del periodo de declive y cómo nos mitigamos, y después regresaremos a ello. Así que es demasiado pronto para decirlo.Cuando aumentan los costos en el Empire Wind, tiene mucho que ver con dos elementos: son los aranceles que se han impuesto al proyecto y también es un efecto de la primera orden de paralización del trabajo que tuvimos. En la segunda orden de paralización del trabajo, pudimos ejecutar parte del proyecto, la mayor parte del proyecto al principio de la orden de paralización del trabajo. Y las partes más importantes del avance pudimos realizarlas después de la medida cautelar preliminar. Así que el proyecto se vio afectado muy poco. En resumen, es la parte de ejecución: va bien en términos de CapEx—el uso de CapEx en este proyecto—pero queda una incertidumbre con respecto a los aranceles. Puede que recuerde que hace un par de semanas se eliminó un arancel del 10% para Groenlandia que se retiró unos días después, y esa es parte de la incertidumbre a la que nos enfrentamos con este proyecto. Bård Pedersen: El siguiente en la lista es Alastair Syme, de Citi. Alastair Syme: Solo una pregunta realmente para Anders. Quería reflexionar sobre el camino que ha seguido Equinor en los últimos años con respecto a la transición, porque hoy está señalando una mayor reducción de las ambiciones, con un CapEx más bajo. Sé que no eres el único en hacerlo en la industria. Pero si vuelvo unos años atrás, usted había delineado una posición competitiva en la que Equinor podía diferenciarse en el espacio de la transición. Entonces, ¿cuáles son sus reflexiones sobre este camino? Y ¿qué cree que ha pasado que sea diferente a lo que anticipó hace varios años? Anders Opedal: Gracias. Es una muy buena pregunta. Y creo que aquí es donde decíamos hoy que estamos señalando una consistencia. En los últimos 5 años, hemos sido extremadamente consistentes en nuestra comunicación sobre petróleo y gas y sobre cómo desarrollaremos y optimizaremos la cartera de petróleo y gas, y en eso hemos cumplido. Pero también teníamos una visión de mercado diferente sobre la eólica marina y, en particular, el transporte y almacenamiento de CO2. Ahí es donde—teníamos experiencia. Vimos crecer el mercado para el transporte y almacenamiento de CO2 más rápido de lo que realmente hemos visto. Por ejemplo, también para el hidrógeno, hace un par de años tuvimos contratos con los clientes en términos preliminares. Esos se han cancelado, lo que significa que no hemos podido avanzar mucho en estos proyectos en esa área. Pero teniendo en cuenta que pudimos—hemos podido—hacer Northern Lights (Northern Lights Phase 2, Northern Endurance). Así que ahora vemos que la concesión de licencias o los regímenes de apoyo y las solicitudes para capturar CO2 avanzan más despacio, a pesar de que el marco y las leyes favorecen mucho más al CO2 ahora que antes. Resumiendo muy rápidamente: teníamos una visión de mercado diferente en algunos años atrás, basada en discusiones reales con gobiernos y posibles clientes, que la que tenemos hoy. Hace 3 o 4 años, los clientes nos llamaban para comprar gas natural y también preguntaban por posibles proyectos de hidrógeno y por el transporte y almacenamiento de CO2. Hoy continúan comprando gas natural, pero han pospuesto sus propios objetivos para reducir emisiones más allá de 2030. Hace algunos años, cuando todos tenían un objetivo para 2030, había mucho más enfoque por parte de los clientes en que este mercado se pusiera en marcha muy rápido. Ahora, con objetivos distintos más allá de 2030 para reunir suficiente CO2 para tener contratos a largo plazo, nos ha resultado muy difícil. Por eso no estamos asignando más CapEx a esa área debido a las condiciones del mercado. Eso es lo que ha sucedido. Y nos hemos centrado en el modelo business-to-business con una industria difícil de descarbonizar, que ha pospuesto los objetivos. Bård Pedersen: La siguiente pregunta es de Irene Himona, de Bernstein. Irene Himona: Mi primera pregunta es una de aclaración. Usted se refirió a su objetivo de construir una cartera integrada de energía. Típicamente, cuando sus pares se refieren a energía integrada, quieren decir esencialmente añadir generación eléctrica a partir de gas a las renovables. Entonces quería preguntar: ¿qué significa energía integrada para ustedes? ¿Y cómo encaja Ørsted en eso?Mi segunda pregunta, volviendo a la recompra de acciones. Previamente, en el pasado, nos habías orientado hacia una recompra de acciones sostenible a largo plazo, a través del ciclo, de alrededor de 2 mil millones de dólares. Hoy la has reducido a 1.5 mil millones. Solo intento entender qué ha cambiado entre entonces y ahora, esencialmente. Anders Opedal: Puedes empezar con eso, Torgrim, y yo haré la parte de potencia integrada. Torgrim Reitan: De acuerdo. Gracias, Irene. Entonces, bueno, en años anteriores hemos dicho que 1.2 mil millones era, más o menos, el nivel sostenible. Así que 1.5 mil millones está por encima de eso. Retiramos esos 1.2 mil millones hace un poco. Para dar un poco más de contexto, Irene, la idea de tener una recompra de acciones estable a lo largo del ciclo es un poco teórica. Estamos saliendo de un superciclo y, en ese sentido, hemos devuelto 54 mil millones en los últimos 3 años. Así que en dónde estamos ahora, en realidad es el primer año en el que el balance está normalizado, y buscamos gestionar dentro de nuestros medios. Entonces, el número que presentamos hoy es 1.5 mil millones. Este año nos apoyamos en el balance, pero ya lo has visto en 2027. Así que queremos más bien darte una perspectiva de aquí a — en un par de años. Así que la forma en que deberías pensar en la recompra de acciones es que es una parte natural de la distribución de capital. Es algo regular y está por encima del dividendo en efectivo. Y el dividendo en efectivo, deberías verlo — considerarlo como algo que se puede presupuestar. La recompra de acciones dependerá claramente más del entorno macro a medida que avancemos. Anders Opedal: En cuanto a potencia integrada, para nosotros eso significa tanto energía intermitente como la eólica marina, la eólica terrestre y la solar, además de la potencia flexible, baterías y CCGTs. Tenemos exposición a todo esto. Tenemos gas para generación eléctrica en el Reino Unido. Tenemos baterías en Polonia y en eólica terrestre y marina y solar. Esto se dividía en diferentes áreas de negocio. Ahora todo está integrado en un solo área de negocio de potencia. Y luego tenemos Danske Commodities, que puede integrar esta totalidad y agregar valor adicional. Dicho esto, la prioridad dentro de Potencia Integrada durante el próximo año es entregar los proyectos ya aprobados. Y a partir de eso, potencialmente, si tenemos la oportunidad de inversión adecuada, podríamos expandir más la potencia integrada. Pero, por supuesto, con nuestra posición de gas en Europa y en EE. UU., también estamos bien posicionados para gas para generación eléctrica si vemos las oportunidades adecuadas en el futuro. �rsted y trabajando junto con �rsted y en colaboración con �rsted, como hemos dicho, encaja en este tipo de potencia integrada. Podemos estar expuestos a la eólica marina de distintas maneras y, trabajando junto con �rsted, colaborar con �rsted encajará en una potencia integrada en distintos tipos de estructuras potenciales. Bård Pedersen: Gracias, Irene, por eso. Tomaré una más por teléfono y luego volveré a la sala. La siguiente es Paul Redman de BNP Paribas. Paul Redman: Mi primera pregunta es cómo piensan sobre el crecimiento en Equinor. La razón por la que hice esa pregunta es que en el Capital Markets Day del año pasado destacaste una producción plana a la baja a partir de 2026 en adelante. Y estoy asumiendo que eso incluía también algo de producción de Vaca Muerta. Están recortando fuertemente el gasto en la cartera de renovables. Así que, ¿cómo pensamos sobre el crecimiento a partir de aquí? Y luego, en segundo lugar, cuando miro MMP, supongo que la orientación a largo plazo — bueno, la orientación anual era de 1.6 mil millones de dólares, 400 millones por trimestre. Generaste aproximadamente entre 1.25 mil millones y 1.3 mil millones para el trimestre si excluyo la revisión del contrato de gas a largo plazo de este trimestre. ¿Hay alguna razón por la que la orientación no se actualice? ¿Y cómo deberíamos pensar en MMP de cara al futuro? Anders Opedal: Empezaré con el crecimiento, y lo dividimos para que puedas tomar el MMP. Bien, empecemos con las renovables. Hemos dicho que no queremos invertir más de lo que ya hemos aprobado, pero eso generará crecimiento. Este año tuvimos un crecimiento del 45%, de un trimestre a otro, en el negocio de renovables; un 25% anual, en 2025. Así que sigue habiendo crecimiento en Integrated Power durante el próximo año. Y luego, como dije, tendremos que pensar cómo podemos generar un crecimiento adicional rentable y disciplinado en esa área. En cuanto al negocio internacional, hemos reposicionado esa cartera. Y pueden esperar que, partiendo del nivel de hoy, para 2030 estemos creciendo esta producción hasta 900 millones de barriles al día. Así que, claramente, hay crecimiento ahí: crecimiento en la producción, crecimiento en el flujo de caja libre. En el mar continental noruego, seguiremos explorando. Será difícil crear un crecimiento adicional en el mar continental noruego, pero hemos recibido concesiones de exploración atractivas. El próximo año perforaremos 26 pozos de exploración en el mar continental noruego. Estamos trabajando para reducir el tiempo de la exploración a la producción de 5 a 7 años a 2 a 3 años, lo que permitirá más eficiencia para poder mantener la producción al nivel más alto posible en el mar continental noruego y hacer crecer el flujo de caja libre de esa cartera. Y eso es lo que buscamos: para el mar continental noruego, a nivel internacional e Integrated Power. Torgrim Reitan: Gracias, Paul. Sobre MMP. Entonces, si se quita la revisión de precios, se llega a alrededor de 400 millones de dólares en el cuarto trimestre, lo cual está muy en línea con lo que orientamos. Así que, en cierto sentido, eso es lo que deberían esperar, en términos trimestrales. Sin embargo, habrá fluctuaciones, como bien saben. Lo que normalmente impulsa los resultados es la volatilidad en los mercados de materias primas y también el contango frente al backwardation. Puedo darles un ejemplo, en realidad, de enero, cuando ha habido mucha volatilidad en el mercado del gas. Y en Europa, tenemos una exposición del 70% a un día vista y una exposición del 30% a un mes vista. Así que pueden estar tranquilos: esas alzas puntuales que han visto en enero llegan hasta nuestra P&L en Europa. En EE. UU., no tenemos — no tenemos, digamos, una exposición firme que queramos, pero claramente los traders mantienen una parte abierta. Entonces, de cara a enero, en EE. UU., nuestros traders dejaron un 30% expuesto a los precios del prompt o precios al contado, en ese sentido. En el caso más extremo, por ejemplo, el precio en el yacimiento del gas Marcellus era de 60 dólares por MBtu, y nosotros tomamos eso. Y luego tenemos capacidad de transporte hacia Nueva York, en realidad, llegando a Penn Station. Y logramos más de 100 dólares por MBtu en ese fin de semana, por decirlo así. Así que, solo como ejemplos: cuando vean volatilidad, pueden esperar que podamos capturarla de esa manera. Por eso estos resultados típicamente fluctúan. Bård Pedersen: Gracias, Paul. Vidar Lyngv�r de Danske Bank. Vidar Lyngvær: Primero, solo otra aclaración sobre el gasto en renovables en 2027. Están reduciendo el CapEx en 4 mil millones de dólares. Entiendo la parte del crédito fiscal. ¿Podrían agregar algo más de detalle sobre de dónde proviene la reducción restante? Segundo, Johan Sverdrup, mencionaste las tasas de declive allí. ¿Son de salida a salida, de salida de '25 a salida de '26? ¿O es el declive promedio de producción en '26 versus el promedio en '25? Torgrim Reitan: Johan Sverdrup, de salida a salida o — volvamos a los detalles de eso. Pero creo que es, cuando comparas, más o menos, la producción del año pasado con la producción del próximo año. Y solo — sí, el equipo asiente con la cabeza ahí. Así es como funciona, sí. Anders Opedal: Sí. Sí, un poco más de detalle sobre esto. Como respondí antes, teníamos una visión de mercado distinta. Por ejemplo, teníamos un posible proyecto de hidrógeno, el transporte de un proyecto de CCS en la perspectiva de CapEx que mostramos el año pasado: esos proyectos no se materializaron. Además, también hemos reducido nuestro CapEx de renovables onshore. Y en total, todo esto suma esos 4 mil millones de dólares y, juntos, también con la ITC, como han visto. Bård Pedersen: Bien. Steffen Evjen de DNB Carnegie. Steffen Evjen: En la ITC, ¿podría por favor recordarme cuáles son los hitos que se requieren para que se reciba ese pago, en términos de primera potencia y de cualquier otra cosa que tenga que cumplirse? Mi segunda pregunta es solo una aclaración sobre Adura. Creo que dijiste 1.000 millones de dólares en dividendos. ¿Esa es tu participación? ¿O es la participación total para ambos accionistas? Torgrim Reitan: Esa es nuestra participación y luego la ITC. ITC, sí. Así que, así es como funciona: puedes reconocerlo cuando empieces la producción y, en cierto sentido, eso es como escala a medida que vas iniciando cada una de las distintas turbinas. Lo que hemos supuesto es que reconocemos todo esto en 2027 porque esa es la hoja de ruta. Hay una parte al alza en el sentido de que se reconoce algo de ITC en 2026. No hemos basado nuestro análisis en eso. Así que, en cierto sentido, esa es la parte del reconocimiento. Y luego está… ¿cuál es el impacto en el flujo de caja? Y tomará algún tiempo desde que lo reconocemos hasta que el flujo de caja esté en nuestra cuenta. Así que lo que se ve en la diapositiva es que hemos supuesto un impacto de 2.000 millones de dólares de la ITC en 2027, mientras que el número total, el valor absoluto, es 2.500 millones de dólares. Eso te da un poco de perspectiva sobre esto. Es una gestión financiera importante para manejar todo esto, como sabrás, pero hay un mercado grande y en crecimiento para la ITC en un mercado que funciona bien en Estados Unidos para esto. Bård Pedersen: El siguiente es Martijn Rats de Morgan Stanley. Martijn Rats: Tengo 2, si me permite. Quería preguntarle de nuevo sobre las reducciones de CapEx. Sé que ya ha habido algunas preguntas al respecto. Pero cuando Equinor tomó la participación inicial del 10% en �rsted, muy poco después, también tuvimos una reducción en las perspectivas de CapEx para la eólica marina y, en general, para las renovables. Y en muchos sentidos, eso tuvo el carácter de que, cuando juntas estas 2 cosas, es como: bueno, hacemos menos de forma orgánica y más de forma inorgánica. Era como que no era una reducción total, pero tenía un elemento de que estábamos intercambiando un tipo de gasto por otro tipo de gasto. Y me preguntaba cómo deberíamos interpretar esta reducción del CapEx en esta ocasión. Si el CapEx en energía y bajas emisiones de carbono baja, ¿significa eso que… deberíamos interpretarlo como que la empresa va a hacer menos de ese tipo de cosas? ¿O deberíamos anticipar que, con el tiempo, esto también resulta ser un intercambio: menos orgánico, pero más inorgánico? Esperaba que pudiera decir algunas cosas sobre eso. Y luego la otra pregunta que quería hacer es sobre el objetivo de reducción del 10% en OpEx y SG&A. Tener un 10% en un solo año es una cantidad bastante significativa y también porque Ecuador ya se ha enfocado mucho en eso durante algún tiempo. Me sorprendió positivamente que todavía haya ese tipo de oportunidad disponible. ¿Podría hablar un poco sobre los principales factores, en dónde se puede reducir ese gasto? Y también, para evitar el 10%, ¿cómo se traduce eso en montos absolutos en dólares, que sería útil? Anders Opedal: Empecemos con esa primera pregunta, y Torgrim. Torgrim Reitan: De acuerdo. Gracias, Martijn. Entonces, sobre la reducción del 10%. En los últimos años, hemos podido mantener OpEx y SG&A estables incluso si hemos crecido nuestra producción y pese a la inflación como tal. Así que nuestro personal y nuestra organización lo han hecho bien. El próximo año, esperamos que ese número baje un 10%. Eso es una cifra muy grande. Sin embargo, es un impacto significativo por la desinversión de Peregrino y el establecimiento de Adura, que se contabilizarán como participación patrimonial, como tal. Así que las cifras reportadas bajarán un 10%. Pero cuando ajustas por los cambios estructurales, esperamos mantener OpEx y SG&A estables, creciendo un 3% y con la inflación como tal todavía. Esto proviene de muchas fuentes. Primero, el nivel de actividad. Claramente, hemos reducido y priorizado eso con mucha fuerza. Eso tiene un impacto directo. Hemos reducido significativamente los costos de fase inicial en la cartera, y también hay un contribuyente importante. El personal continúa haciendo una selección más estricta y eliminando eficiencias.Y entonces las áreas de negocio están trabajando claramente en esto. Así que... pero sobre tu pregunta, ¿hay más que venir? Y la respuesta es sí, nunca estamos satisfechos con dónde estamos en esto. Y puedo darte 2 ejemplos de lo que está por venir. Uno es el trabajo en torno a NCS 2035. Vemos un impacto significativo en los costes. Así que esperamos mostrar más sobre eso en junio. El otro es, en realidad, la inteligencia artificial. Así que ya la hemos visto reflejada en nuestras cifras, alrededor de 1.000 millones de NOK, lo cual es bueno. Sin embargo, esto es una etapa temprana. Y creemos que, con nuestras grandes operaciones y nuestra capacidad de materializar el efecto a través de los activos, la IA puede ser realmente un contribuyente significativo para lograr mejoras adicionales en los costes. Así que seguiremos luchando y trabajando en esto... pero el 10% está claramente teñido por las operaciones inorgánicas que hemos realizado. Anders Opedal: Sí. Así que... y gracias por esa pregunta de CapEx, Martijn. Y permíteme ampliar un poco cómo lo veo, porque probablemente veas ahora que en varias ocasiones hemos reducido el CapEx de soluciones de renovables y de bajas emisiones de carbono. Y no necesariamente es porque hayamos realizado movimientos inorgánicos. También es porque no hemos tenido éxito en algunas de las licitaciones, ya que hemos elevado el listón para ganar futuros CFDs. Y hace un par de años, teníamos varios proyectos dentro de nuestra previsión de CapEx que ahora no están dentro de la previsión de CapEx debido a que deliberadamente no tuvimos éxito en esas subastas. Una visión más positiva de algunos años atrás, como dijimos durante la adquisición de Ørsted del 10%, es que en ese momento encontrábamos que era más valioso crear valor hacer un movimiento inorgánico que hacer uno orgánico. Esto... hemos reducido aún más el CapEx para eólica marina, pero también en renovables en tierra. Hace un par de años y el año pasado, tuvimos una visión de mercado mucho más positiva y conversaciones directas con los clientes para la autopista de CO2 y el proyecto de hidrógeno en Eemshaven, que ahora se han desplazado más adelante en el tiempo. Y, de hecho, los proyectos de hidrógeno en Eemshaven se detienen antes de FEED y no avanzaremos. En estas áreas, no creo que haya muchos movimientos inorgánicos que se puedan hacer y que creen valor. Así que no debes esperar que trabajemos mucho en esto. Seguiremos trabajando para ser una empresa líder en términos de transporte y almacenamiento de CO2, construyendo sobre Northern Lights 1, 2 y Endurance, pero no haremos inversiones antes de ver... tenemos contratos a largo plazo, hemos visto que los costes están bajando y vemos proyectos rentables. Y eso significa que hace falta un mercado mejor que el que vemos hoy. Bård Pedersen: Gracias, Martijn. El siguiente es Nash Cui de Barclays. Naisheng Cui: Dos preguntas, por favor. La primera es sobre tu vida útil de reservas aguas arriba. Me pregunto cómo piensas sobre un nivel razonable de vida útil de reservas aguas arriba en el mediano y largo plazo, por favor, ¿podrían ayudar mejores tecnologías como la IA para extenderla? Y mi segunda pregunta es sobre Ørsted. Creo que antes mencionaste que podrías colaborar más con Ørsted en cierto tipo de estructuras potenciales. Y me pregunto si podrías ampliar qué quieres decir con esas estructuras potenciales? Anders Opedal: Bueno, has visto lo que hemos hecho, como un ejemplo con Shell en el Reino Unido. Siempre hay formas de trabajar juntos para crear valor para ambos accionistas. Pero no hay conversación en este momento, aunque vemos que una colaboración adicional con Ørsted podría beneficiar a ambas empresas, pero no hay nada nuevo que explicar hoy. En cuanto a la vida útil de reservas, creo que esto también... el ROP se verá afectado en los años venideros, porque tendremos muchos más pozos de exploración, descubrimientos más pequeños y un tiempo más rápido desde los descubrimientos hasta la producción, lo que significa que el ROP será más bajo que tradicionalmente, cuando teníamos los grandes elefantes en la plataforma continental noruega. Al mismo tiempo, nos sentimos cómodos con nuestro ROP, donde lo vemos hoy, alrededor de 7, porque tenemos tantos pozos de exploración, tenemos descubrimientos. Y el año pasado tuvimos 14 descubrimientos, lo que suma en total 125 millones de barriles en nuevos recursos. Lofn y Langemann, que están en el área de Sleipner, se encuentran en una zona en la que pensábamos que no había nada más que encontrar, pero la nueva tecnología, la nueva sísmica y el uso de IA nos han permitido hacer más descubrimientos. Hemos visto lo mismo en el área de Ringvei Vest. Así que seguiremos implementando IA en la exploración para garantizar que podamos descubrir nuevos recursos que en el pasado se supervisaron y que ahora podemos perforar y llevar al mercado de una manera más rápida. Y al usar IA, no solo en exploración, sino también en operaciones, y así sucesivamente. El año pasado ahorramos 130 millones de dólares, y esto se está acelerando. Entonces, como dijo Torgrim antes, nos estamos enfocando de verdad en implementar IA para crear valor en la compañía. Y esto es algo de lo que oirán más en el futuro. Bård Pedersen: Lo siguiente es Jason Gabelman de TD Cowen. Jason Gabelman: Quería comenzar volviendo a la guía de Empire Wind. Y me pregunto si los 600 millones de dólares de flujo de caja es lo que Equinor espera recibir, o si habrá algunas devoluciones del financiamiento del proyecto que minimicen eso en los años iniciales. Y me pregunto si tienes una cifra similar para los proyectos de Dogger. Y mi seguimiento es solo sobre oportunidades de exploración más amplias más allá de lo que han discutido. Y hemos visto que las empresas vuelven a regiones en las que los términos fiscales han mejorado, como Oriente Medio y África Occidental. Me pregunto si consideras esas regiones como oportunidades potenciales para que la empresa las explote o, dado el tipo de falta de presencia que tienen en esas regiones, no es un enfoque central? Anders Opedal: Sí. Empezaré con esa pregunta, y puedes hacer lo de los 600 millones y los efectos de sinergia ahí. Básicamente, lo que has visto, lo que hemos hecho en la cartera internacional de petróleo y gas, es enfocarla. Estábamos en 30 a 40 países, de alto costo y alto costo de exploración. Y llegamos a la conclusión de que no tuvimos éxito con esa estrategia: añadía demasiado costo y muy poco avance en la incorporación de nuevos recursos al inventario. Así que hemos trabajado muchísimo para enfocar y construir una cartera de exploración atractiva en esas áreas enfocadas, como Angola, Brasil y el offshore de EE. UU. Por supuesto, Canadá del Atlántico también: estamos trabajando en el campo de Bidenor, donde también habrá oportunidades de exploración atractivas a su alrededor, similares a lo que vemos en Castberg y otros campos nuevos. Luego, por supuesto, siempre estaremos abiertos a ideas y a actividades de exploración que agreguen valor fuera de este núcleo, pero el listón es alto. No tendremos una estrategia global de exploración que vaya moviéndose por todas las partes del mundo. Tenemos áreas en las que ahora vemos que ya hemos aprendido la cuenca. Tenemos experiencia y creemos que podemos expandir bastante en eso. Brasil, por ejemplo, con Bacalhau, la Raya: allí ahora tenemos atractivas oportunidades de exploración, el bloque vecino a los descubrimientos de Bumerangue de BP. Tenemos un bloque cerca de Raya y lo estamos consolidando para ver qué tipo de programa de exploración podemos tener en esa zona. Y además, y este año en realidad perforaremos pozos de exploración en Angola. Así que nos interesan otras áreas, pero tendremos la mayor parte de nuestro enfoque en el área enfocada. Torgrim Reitan: Y luego Jason, sobre los 600 millones de dólares de flujo de caja relacionados con Empire Wind; eso se relaciona con nuestra participación de capital como tal. No hay dinero de ese tipo que vaya a los prestamistas. Un par de cosas. Hay un efecto de cartera además del flujo de caja dentro del proyecto. Y eso está relacionado con la depreciación que tenemos en Empire Wind: se refleja en los resultados bajo IFRS y el impuesto mínimo en EE. UU. se basa en los resultados bajo IFRS. Así que, en cierto modo, reduce los pagos del impuesto mínimo en los estados, por decirlo así. Entonces hay un efecto de cartera que se suma al flujo de caja directo dentro del proyecto como tal. Bård Pedersen: Solo para aclarar, en el CFFO, el pago de intereses está incluido, pero no el pago a los prestamistas, como dijiste. Gracias, Jason. Kim Fustier de HSBC es lo siguiente en mi lista. Kim Fustier: Tengo un par en la NCS, por favor. En primer lugar, creo que en noviembre anunciaron una reorganización de su negocio en la NCS siguiendo líneas funcionales centralizadas, como la perforación submarina, etc. ¿Podría dar un poco más de detalles sobre esto? ¿Y de qué manera ese movimiento les ayuda a prepararse para un futuro en la NCS con menos grandes desarrollos, pero con más desarrollos pequeños? Y luego, en segundo lugar, ¿podría dar una actualización sobre un par de proyectos anteriores a FID, Wisting y luego Bay du Nord en Canadá, donde parece haber habido algún progreso técnico recientemente? Anders Opedal: Sí. Gracias. Entonces, la plataforma continental noruega está cambiando. Después de Johan Sverdrup y Bacalhau, tenemos, como dije, muchos descubrimientos más pequeños, campos más pequeños. La mayoría de los desarrollos serán ahora proyectos de conexión submarina. En realidad, tenemos 75 de esos proyectos en nuestro portafolio para los próximos 10 años. Así que se trata de asegurarnos de que podamos ejecutar estos proyectos más rápido. Estamos trabajando en eso: que podamos perforar pozos de exploración más rápido, y podamos crear más valor. Entonces, en realidad, empezamos a analizar cómo trabajamos: cómo son nuestros procesos de trabajo, desde el trabajo conjunto con los socios, los procesos internos de aprobación, los procesos de desarrollo de campo para las conexiones submarinas, etc. Hemos revisado 70 procesos de trabajo sobre cómo — para perforación hacia desarrollo y así sucesivamente. Simplificamos esos procesos de trabajo y los analizamos en conjunto para que todos estos procesos estén optimizados de extremo a extremo. Y para decir un cambio que haré: en lugar de tomar 7, 8 decisiones individuales sobre estos proyectos uno por uno, agruparemos la decisión. Y dos veces al año, tomaré una decisión conjunta, única, de varios proyectos, lo que permite procesos de toma de decisiones más rápidos y asegura que podamos avanzar con este proyecto más rápidamente. Basándonos en la forma cambiante en que trabajamos, también estamos reorganizando tanto la organización del proyecto, la organización de perforación y las unidades de operaciones en la plataforma continental noruega, no en alta mar, sino toda la función en tierra, para habilitar trabajar de acuerdo con los nuevos procesos de trabajo simplificados. Así que esto en realidad es uno de los cambios más grandes que hemos hecho para desarrollar la plataforma continental noruega desde que establecimos la empresa StatoilHydro y fusionamos StatoilHydro en 2007, 2008. Así que en realidad estamos cambiando la forma en que trabajamos porque la geología y las reservas en la plataforma continental noruega están cambiando. ¿Y qué es lo que queremos lograr? Bueno, queremos pasar tiempo de descubrimiento a producción de 5 a 7 años a 2 a 3 años, y necesitamos aumentar los volúmenes que podemos encontrar durante la exploración, lo que significa que necesitamos ganancias de eficiencia de 200 a 300 en la plataforma continental noruega. En cuanto a Wisting, está muy al norte en el Mar de Barents, proyectos desafiantes. Estamos trabajando duro para simplificarlo. Hemos logrado mucho progreso en ese sentido. Trabajaremos para cerrar el concepto durante la primera mitad de 2026 o en 2026 y luego avanzar, con suerte, a un DG3 durante 2027. Pero déjenme subrayar esto: no nos guía el cronograma. Es un proyecto en el que tenemos que asegurarnos de que sea el proyecto correcto, la financiación correcta, el punto de equilibrio correcto, el VNP correcto, y que lo tengamos todo en su lugar, porque es un proyecto muy, muy desafiante. En Bay du Nord, también nos acercamos a la selección del concepto, en lo que llamamos Decision Gate 2. Tenemos una buena relación con las autoridades locales y el gobierno de Canadá para — de modo que podamos trabajar juntos. Este es un proyecto muy bueno. Hemos trabajado bien con los proveedores durante mucho tiempo para reducir costos y el punto de equilibrio tanto como sea posible. Y si tenemos éxito ahora en los próximos meses, entonces podemos llevarlo hacia decisiones de inversión durante los próximos — durante los próximos años. Y ambos proyectos, si tenemos éxito, contribuirán a una producción alta más allá de 2030. Bård Pedersen: Gracias, Kim. Me quedan un par en mi lista, y quiero cubrir la mayor cantidad posible. Así que les pido que se limiten a una sola pregunta para dar la mayor oportunidad posible. La siguiente es Chris Kuplent, de Bank of America. Christopher Kuplent: Mantendré la pregunta a una sola para Torgrim, y por favor perdónenme por algunos cálculos mentales rápidos. Pero cuando establece su recompra de 1.500 millones de dólares, ¿en realidad está argumentando de cara al devenir de 2026 y 2027, considerando los altibajos de su CFFO, así como el CapEx? Usted apunta a que el flujo de caja libre sea neutral después de dividendos y recompras. ¿Estoy poniendo demasiadas palabras en su boca? ¿O es una caracterización justa de lo que intenta lograr durante los próximos 2 años? Torgrim Reitan: Bueno, Chris, creo que aquí necesito ser muy preciso. Así que, quiero decir, ya va por buen camino. Así que, claramente, deberían mirar esos dos años cuando piensen en la generación de flujo de caja libre que tenemos disponible para el dividendo en efectivo y la recompra de acciones. Nuestro objetivo es mantener una estructura sólida de balance. Sin embargo, vamos a apoyarnos en el balance en 2026, estando muy conscientes de que el año que viene el flujo de caja libre será mayor. Así que tiene sentido mirar esos dos años. Y lo hemos hecho al fijar el nivel de recompra de acciones para 2026, de esa manera, hemos. Bård Pedersen: Gracias, Chris. Matt Lofting, JPMorgan. Matthew Lofting: Solo una sobre Empire Wind y las lecturas indirectas que se derivan. Quiero decir, parece que Equinor ha hecho un buen trabajo manteniendo la ejecución del proyecto en el curso previsto en medio de los pedidos de retención del pasado. Pero me pregunto cómo refleja la empresa las implicaciones de esto y el hecho de haber mantenido una participación del 100% en el capital durante todo ello, para evaluar mejor la gestión de riesgos y los rendimientos ajustados por riesgo, digamos, para futuras asignaciones de capital. ¿Hay aprendizajes que estén surgiendo a partir de Empire Wind para un dimensionamiento óptimo, teniendo en cuenta quizás factores tanto por encima como por debajo del terreno? Anders Opedal: Gracias. Es una pregunta realmente buena. Y sí, definitivamente es algo en lo que hay que reflexionar. Normalmente no tomamos el 100% en ninguna licencia, ni en petróleo y gas ni en eólica marina. Pero debido a un acuerdo con BP, ellos tomaron parte y nosotros tomamos el resto. Lo mitigamos en cierta medida mediante precios de ejercicio más altos con un paquete de financiación. Y luego, como ustedes han visto, el riesgo político con la nueva administración fue mayor de lo anticipado. Esta es una tendencia que vemos ahora en varios países: las inversiones energéticas se vuelven cada vez más politizadas y polarizadas. Y lo vemos en Noruega. Lo vemos en el Reino Unido. Lo vemos en Estados Unidos. Y, definitivamente, para nosotros, esto trae algunas reflexiones sobre el riesgo por encima del nivel del suelo que se puede asumir. Y, en lo personal, reflexioné bastante sobre ver apoyo bipartidista para proyectos futuros. Si hay una especie de división fuerte para los proyectos potenciales, entonces necesitamos pensarlo dos veces y entender de verdad el riesgo político. Y esto es algo nuevo. No es solo en Estados Unidos. Esto es algo nuevo que hemos visto recientemente en varios países. Y, por tanto, tenemos que adaptar los aprendizajes y tenemos que incorporarlos a los procesos de decisión futuros, definitivamente. Muy importante la pregunta que planteó. Y con los cambios políticos que hemos visto, que en cierta medida superaron a todos los demás factores que estaban reduciendo el riesgo, probablemente hubiéramos pensado de otra manera sobre Empire Wind en el pasado. Bård Pedersen: Gracias. Estamos en la hora, pero tomemos una más y esperemos que sea breve; luego lo cerramos, y es usted, James Carmichael, de Berenberg. James Carmichael: Solo una última, rápida, creo. Solo de nuevo sobre Empire Wind. Me preguntaba si podrían aclarar, más o menos, cuál es su mejor estimación sobre el momento del caso judicial subyacente y cuándo podríamos llegar a eliminar cualquier incertidumbre sobre las futuras órdenes de retención, etcétera. Anders Opedal: Sí. Esto es un poco pronto para decirlo, porque es un juez en EE. UU. quien decide el calendario de cuándo se presentarán en el tribunal los méritos de ese caso.Ha habido indicios de que ocurrirá bastante rápido en cuestión de un par de meses, y eso nos da la oportunidad de elaborar el caso de una buena manera. Solo quiero recordarles también que los otros 4 operadores que estamos haciendo exactamente lo mismo, impugnándolo en los tribunales, y todos ellos obtuvieron una medida cautelar preliminar. Eso significa que esta orden de cese de actividades fue ilegal. Y al tener medidas cautelares preliminares tan consistentes, creo que también tenemos un caso sólido de cara al futuro. Pero soy ingeniero y no abogado. Así que... pero sí, avanzamos con la firme creencia de que tendremos un buen caso ante el tribunal, un caso sólido. Bård Pedersen: Gracias. Me gustaría darles las gracias a todos por participar y por formular sus preguntas. No llegamos hasta el final de la lista, pero quiero ser respetuoso con el tiempo de todos. Y como siempre, el equipo de Relaciones con Inversores permanece disponible para cualquier pregunta de seguimiento durante el día de hoy o más tarde durante la semana. Que tengan una buena tarde, a todos, y gracias por unirse.