Cheniere Energy, Inc.

Operador: Gracias por mantenerse en línea. Buen día y bienvenido a la conferencia telefónica y webcast de resultados del Primer Trimestre de 2026 de Cheniere Energy, Inc. Esta conferencia se está grabando. En este momento, me gustaría ceder la palabra a Randy Bhatia, Vicepresidente de Relaciones con Inversionistas y Comunicaciones. Por favor, adelante. Randy Bhatia: Gracias, operador. Buenos días a todos y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados del Primer Trimestre de 2026 de Cheniere Energy, Inc. La presentación de diapositivas y el acceso al webcast para esta llamada están disponibles en cheniere.com. Antes de comenzar, quisiera recordar a todos los oyentes que nuestros comentarios, incluidas las respuestas a sus preguntas, pueden contener declaraciones sobre el futuro y que los resultados reales podrían diferir materialmente de lo que se describe en dichas declaraciones. La diapositiva 2 de nuestra presentación contiene un resumen de esas declaraciones sobre el futuro y los riesgos asociados. Además, en el apéndice de la presentación se puede encontrar una conciliación de las medidas no-GAAP con la medida GAAP más comparable. La agenda de la llamada se muestra en la diapositiva 3. Después de los comentarios preparados de Jack, Anatol y Zach, abriremos la llamada para el período de preguntas y respuestas. Ahora cederé la llamada a Jack A. Fusco, Presidente y CEO de Cheniere Energy, Inc. Jack A. Fusco: Gracias, Randy, y buenos días a todos. Gracias por acompañarnos hoy mientras revisamos nuestros resultados del primer trimestre de 2026 y nuestra perspectiva mejorada para el año completo. Sin duda, ha cambiado mucho desde nuestra última conferencia de resultados, que tuvo lugar justo antes del inicio de la guerra en Irán. Lo que se ha desarrollado a raíz de esa operación es otro gran shock en el sistema energético global: el segundo en poco más de cuatro años. El cierre del Estrecho de Ormuz y la militarización de la energía, incluido el daño a una parte de la instalación de LNG de QatarEnergy en Ras Laffan, son consecuencias trágicas, cuyos efectos se sienten en todo el mundo. La interrupción repentina del suministro confiable de petróleo y gas natural de Medio Oriente, y los muchos otros productos que normalmente transitan el Estrecho todos los días en su camino hacia mercados dependientes en todo el mundo, arroja una luz contundente sobre la criticidad de la seguridad del suministro y una cartera diversificada. Lo que vendemos en Cheniere Energy, Inc. es acceso a un producto seguro, confiable y asequible que proporciona la energía para impulsar hogares, negocios y economías. Antes de la guerra, el mercado de LNG ya exigía más producción de la que el mercado podía suministrar, como lo evidencia el elevado margen del mercado spot que tuvimos en los primeros dos meses del año. La interrupción de los volúmenes de Medio Oriente solo agrava esa escasez de suministro, elevando los precios y restringiendo la disponibilidad de suministro para los compradores más adinerados, a expensas de los mercados emergentes en rápido crecimiento, hambrientos de energía. En Cheniere Energy, Inc., esperamos la resolución de este conflicto que permitirá la renormalización del comercio hacia uno de los portales comerciales más importantes del mundo, de modo que la prosperidad a través de la asequibilidad y disponibilidad de la energía pueda beneficiar a todos. Por favor, pasen a la diapositiva 5, donde destacaré nuestros resultados y logros clave del primer trimestre de 2026 e introduciré nuestra guía revisada al alza para el año. Nuestro desempeño en el primer trimestre ha comenzado de manera excelente. Generamos un EBITDA ajustado consolidado de más de $2.3 mil millones y un flujo de caja distribuible de aproximadamente $1.7 mil millones. En el lado de la producción, retomamos donde lo dejamos al final de 2025 y producimos y exportamos una cantidad récord de LNG en el primer trimestre. Los 187 cargamentos que exportamos hasta marzo superaron el récord anterior establecido en el cuarto trimestre del año pasado. Me siento enormemente orgulloso de nuestro equipo de operaciones, cuyos esfuerzos incansables para diseñar e implementar soluciones para abordar los desafíos relacionados con la composición del gas de alimentación que experimentamos el año pasado continúan dando frutos y permitieron mejorar la confiabilidad operativa durante el trimestre.Hoy, estamos aumentando nuestra guía financiera para todo el año 2026 de $7,25 a $7,75 mil millones de EBITDA ajustado consolidado y de $4,75 a $5,25 mil millones de DCF. Esta mejora significativamente el panorama: el límite superior anterior de la guía de EBITDA es el nuevo límite inferior—está impulsada principalmente por una mejora en nuestro pronóstico de producción de aproximadamente 1 millón de toneladas, mayores márgenes de comercialización, así como por mayores contribuciones de las actividades de optimización logradas a la fecha, tanto aguas arriba como aguas abajo de nuestras instalaciones. Zach cubrirá la guía con más detalle en unos minutos, pero esperamos entregar resultados financieros dentro de estos rangos revisados al alza durante el año. Durante el primer trimestre, continuamos ejecutando nuestro plan integral de asignación de capital. Recompramos aproximadamente 2,7 millones de acciones por aproximadamente $535 millones, financiamos aproximadamente $1 mil millones de capex de crecimiento con capital y deuda, reducimos más de $250 millones en deuda y declaramos un dividendo de $0,555 por acción. Pasando a nuestros proyectos de crecimiento, seguimos avanzando de manera excelente y segura en nuestro crecimiento y expansión durante el primer trimestre. Nuestro proyecto CCL Fase 3 ahora se encuentra aproximadamente en un 97% de avance. En marzo se logró la finalización sustancial del Tren 5, y los Trenes 6 y 7 siguen en el camino previsto para su finalización sustancial en el verano y el otoño, respectivamente, con cada uno avanzando ya un par de semanas por delante del calendario que informó nuestro pronóstico inicial de producción 2026 en octubre. Se espera el primer LNG del Tren 6 en unos pocos días. En nuestros Trenes 8 y 9 de escala media y el proyecto de desbottlenecking, hemos avanzado con seguridad hasta aproximadamente un 37% de avance y, aunque aún es temprano, estamos siguiendo por delante del cronograma en varios frentes de ejecución. Los trabajos de pilotes están casi completos, con aproximadamente 8 mil pilotes ya hincados. Se ha erigido la primera estructura de acero y el siguiente hito importante de construcción es la primera tubería sobre el nivel del suelo, que está programada para instalarse este mes. Con respecto a nuestro crecimiento futuro, la visibilidad que tenemos sobre las expansiones de la Fase 1 tanto en Sabine Pass como en Corpus Christi continúa mejorando. Como revelamos en nuestra última llamada de resultados, estamos presupuestando avisos limitados para avanzar este año en la primera fase de la expansión de Sabine Pass, el Tren 7. Estamos trabajando estrechamente con Bechtel para finalizar el contrato EPC y esperaríamos comenzar a emitir las LNTP poco después, lo que el mercado debería ver como una señal clara de que estamos encaminados para alcanzar el FID. En Corpus Christi, estamos logrando un excelente avance en el desarrollo del proyecto de expansión de CCL. Nos dio gusto recibir la notificación de cronograma de la FERC la semana pasada, lo que respalda nuestra expectativa de la aprobación de la FERC para ese proyecto en la primera mitad de este año. Estamos sumamente emocionados por estos proyectos de la Fase 1, que consideramos representan las oportunidades de inversión en infraestructura ajustadas al riesgo más convincentes en la Costa del Golfo—o quizás en toda Norteamérica—y se espera que incrementen de manera accretiva la plataforma de producción de Cheniere Energy, Inc. en aproximadamente un 10% cada una. Pasemos ahora a la diapositiva 6, donde hablaré sobre mis prioridades estratégicas clave para 2026. Mis prioridades para 2026 son sencillas: ejecución, crecimiento y asignación de capital. Primero, en cuanto a la ejecución, mi prioridad es mantener nuestro historial de ofrecer métricas de seguridad de primer nivel mientras impulsamos nuestro programa de excelencia operativa y somos un proveedor confiable y responsable para nuestros clientes. Al enfrentar algunos desafíos operativos el año pasado, el equipo ha respondido con determinación y firmeza, y sus esfuerzos están dando dividendos significativos. El equipo ha incrementado la utilización en ambos sitios al identificar causas raíz e innovar soluciones para abordar los problemas que afectan la confiabilidad, no solo los síntomas. Además, el equipo ha incrementado la producción al identificar y ejecutar oportunidades de desbottlenecking, ejecutando de manera fluida nuestras actividades de mantenimiento planificadas.Y estamos enfocados en gestionar nuestra plataforma en un mercado con una volatilidad elevada. A pesar de la volatilidad, nuestros equipos coordinados en todo el mundo han realizado un excelente trabajo gestionando nuestras posiciones y activos, asegurando que cumplamos nuestras obligaciones con nuestros clientes mientras optimizamos la cartera mediante mercados internos volátiles de gas, como vimos durante la Tormenta Invernal Fern, así como los mercados internacionales de gas y de transporte marítimo que han sido muy volátiles desde principios de marzo. A continuación, en crecimiento, con los Trenes 1 a 5 de la Etapa 3 sustancialmente completados, nuestra prioridad inmediata es la finalización segura de los Trenes 6 y 7. Como acabo de mencionar, estos trenes se han acelerado desde el año pasado, beneficiándose de las lecciones aprendidas en los primeros trenes, ya que nuestra asociación con Bechtel no solo ha dado como resultado operaciones tempranas de los trenes, sino también plazos más cortos tanto en la puesta en marcha como en el arranque hasta la producción a plena capacidad. Espero que esas lecciones sigan para beneficiar a los Trenes 8 y 9, ya que esos trenes avanzan más profundamente en la construcción más adelante este año. En nuestra expansión de SPL y en la expansión de CCL, estamos ejecutando de manera agresiva flujos de trabajo de desarrollo de proyectos en materia de regulación, financiación, aspectos comerciales y contratación EPC, a medida que las FID en esos proyectos empiezan a tomar protagonismo. La semana pasada, recibimos de la FERC el aviso de programación para el proyecto de expansión de CCL: un paso crítico en el proceso de la FERC, y está alineado con nuestro cronograma esperado de aprobación de la FERC en 2026–2027. Y finalmente, en la asignación de capital, tuvimos una actualización importante en la última llamada sobre el logro del plan original de visión 2020, la nueva autorización de $9 mil millones que el Directorio aprobó durante el trimestre para la recompra de acciones, y nuestros nuevos objetivos de número de acciones y de DCF en términos de ritmo de ejecución. Estamos en una posición envidiable de asignación de capital, habilitada por nuestra increíble cartera de contratos a largo plazo, que proporciona visibilidad de flujos de efectivo durante décadas, nuestras oportunidades de crecimiento brownfield, un balance sólido con grado de inversión y un plan de recompra oportunista. En febrero, celebramos el décimo aniversario del primer cargamento, y la próxima semana se cumplirá mi décimo aniversario en Cheniere Energy, Inc. Me siento sumamente orgulloso de los muchos hitos increíbles que hemos logrado juntos durante este tiempo. Aunque estos aniversarios ofrecen la oportunidad de mirar hacia atrás, prefiero mirar hacia adelante. Y lo que tenemos por delante son oportunidades increíbles: la oportunidad de hacer crecer a Cheniere Energy, Inc. en el corto plazo y asegurar la siguiente fase de crecimiento más allá de eso; la oportunidad de hacer crecer nuestra plataforma en otro 20%, beneficiando a los stakeholders de Cheniere Energy, Inc. mientras brindamos al mundo más de la energía segura y confiable que necesita para mejorar vidas, hacer crecer los negocios y ayudar a que los mercados emergentes surjan. Me entusiasman muchísimo estas oportunidades y estamos enfocados al máximo en convertirlas en logros en los próximos años. Con eso, ahora le cedo la palabra a Anatol para que hable sobre el mercado de LNG. Gracias nuevamente por su continuo apoyo a Cheniere Energy, Inc. Anatol Feygin: Gracias, Jack, y buenos días a todos. Por favor, diríjanse a la diapositiva 8. El trimestre pasado estuvo definido por la disrupción geopolítica, en particular la escalada en Oriente Medio y el cierre resultante del Estrecho de Ormuz, lo que ha puesto una presión significativa sobre los mercados energéticos globales, incluido el LNG. Aunque la situación sigue siendo dinámica, nuestro enfoque comercial tiene dos vertientes: primero, apoyar a nuestros clientes a través de la volatilidad a corto plazo; y segundo, entender lo que estas disrupciones significan para la estructura y los contratos del mercado de LNG a más largo plazo. Seguimos esperando una resolución segura y oportuna, incluyendo el regreso de los volúmenes de LNG de Qatar y Emiratos Árabes Unidos a los mercados globales. De cara al año, la industria esperaba un crecimiento de aproximadamente 40 millones de toneladas de suministro de LNG. Ese crecimiento esperado de la oferta sigue compensándose por la interrupción de los flujos de LNG de Oriente Medio a través del Estrecho, lo que elimina aproximadamente 7 millones de toneladas de suministro cada mes. Además, EE.UU. las exportaciones se redujeron temporalmente durante la tormenta invernal Fern para ayudar a equilibrar el mercado interno de gas, y a finales de marzo, la instalación de Wheatstone de Australia, de aproximadamente 9 mtpa, y otras plantas de procesamiento de gas experimentaron una interrupción de varias semanas tras el huracán Norelle. En conjunto, estas disrupciones desplazaron casi 8 millones de toneladas de suministro solo en el primer trimestre. Con el tráfico de buques tanque y de metaneros LNG a través del Estrecho que se mantenía limitado, con visibilidad reducida sobre el calendario de normalización, aproximadamente 7 millones de toneladas de suministro de LNG al mes, o aproximadamente 100 cargamentos, siguen viéndose afectados. El efecto inmediato de la crisis fue una recalificación brusca de precios en los mercados regionales de gas y, dado que la mayor parte del volumen catarí se vende hacia Asia, vimos que el diferencial JKM–TTF se invirtió de una manera no observada desde 2023, creando una fuerte demanda de LNG hacia Asia. Los cargamentos de EE. UU. con flexibilidad de destino respondieron como se esperaba, con flujos reoptimizándose hacia Asia para capturar mayores netbacks. Esta es exactamente la flexibilidad en la que el mercado se apoya en periodos de desequilibrios o situaciones de tensión, lo que subraya una ventaja clave del LNG de EE. UU. en el mercado global del gas. Si bien hoy nuestros clientes están centrados de lleno en reemplazar los volúmenes perdidos en el corto plazo, la flexibilidad y la seguridad del LNG de EE. UU. mediante contratos a largo plazo se están destacando en nuestras conversaciones comerciales y negociaciones de hoy. Por el lado de la demanda, los impactos han sido más graduales. Los cargamentos de Medio Oriente que ya estaban en ruta siguieron llegando a lo largo de marzo, lo que retrasó el efecto físico completo de la disrupción del suministro. Las importaciones de LNG de Asia fueron un 5% superiores interanual en enero y febrero, pero comenzaron a disminuir en marzo, bajando en 1,5 millones de toneladas, o un 7% interanual, con caídas de importaciones en mercados sensibles a precios que se espera continúen en abril. Ahora, a varios meses de la disrupción, vemos una diferenciación clara entre mercados en Asia para hacer frente al shock de suministro. China ha vuelto a demostrar flexibilidad del sistema, deteniendo las compras spot y redirigiendo cargamentos hacia mercados con mayor necesidad. Los mercados dependientes de Qatar y sensibles a precios, como Pakistán, India y Bangladesh, han tomado medidas para reducir la demanda y buscar fuentes de combustible alternativas, mientras que los mercados con mayor asequibilidad, incluidos Taiwán, Singapur y Tailandia, se han adelantado para adquirir cargamentos de reemplazo, y estamos apoyando activamente a nuestros clientes mientras navegan esta volatilidad. En Europa, la situación es cada vez más estrecha, ya que los niveles de almacenamiento al salir del invierno están cerca de mínimos de cinco años, con un déficit de 13,2 bcm: aproximadamente 10 millones de toneladas, o aproximadamente 150 cargamentos equivalentes de LNG, frente al promedio de cinco años. Aunque la región está relativamente menos expuesta a los flujos de LNG de Medio Oriente interrumpidos en comparación con Asia, la ausencia de flujos de gasoductos rusos y la prohibición inminente del gas y el LNG rusos añaden más presión. Para alcanzar niveles de almacenamiento adecuados de cara al próximo invierno, Europa necesitará casi 10 millones de toneladas más de LNG que el año pasado para llegar a niveles mínimos de almacenamiento del 80% y aproximadamente 15 millones de toneladas más interanualmente para alcanzar niveles históricos del 90%. Esto pone de relieve la dependencia de Europa del LNG y intensifica la competencia por suministros marginales de LNG con otros centros, especialmente a medida que avanzamos hacia el invierno. Las importaciones de Europa crecieron un 12% hasta aproximadamente 40 millones de toneladas en el primer trimestre, a pesar de la caída mes a mes en marzo, que se mantuvo plana interanualmente a medida que más cargamentos comenzaron a dirigirse hacia el este. En todos los mercados globales, la dinámica de precios evolucionó en dos fases distintas en el primer trimestre. Al inicio del año, los precios de referencia del gas se estaban moderando, en función de las expectativas de que entraran al mercado 40 millones de toneladas adicionales de suministro previstas. El JKM del primer trimestre promedió 10,40 USD/MMBtu y el TTF 11,60 USD/MMBtu, bajando aproximadamente un 30% y un 20% interanual, respectivamente. Tras la disrupción en Medio Oriente, hemos visto una recalificación clara de precios, con los precios spot inmediatos y las curvas forward moviéndose al alza en 3 a 4 USD/MMBtu. Sin embargo, a pesar de la interrupción de magnitud comparable, estos precios aún reflejan niveles mucho más bajos que en 2022 tras el inicio de la guerra entre Rusia y Ucrania, lo que creemos que se debe a la expectativa del mercado de que la interrupción sea temporal y posiblemente se resuelva rápidamente. La curva de Henry Hub, en cambio, se ha mantenido relativamente plana, reforzando su posición como un ancla estable de precios. Pasemos a la siguiente página para profundizar en lo que esto significa a más largo plazo. La incertidumbre sobre la interrupción en Oriente Medio sigue siendo elevada y seguimos esperando una resolución rápida con un impacto estructural duradero limitado. Sin embargo, incluso bajo esa suposición, las perspectivas de oferta para los próximos años han cambiado. La industria ha perdido efectivamente dos trenes de licuefacción en Qatar, lo que representa aproximadamente 12,8 mtpa de capacidad, que podría estar fuera de servicio durante hasta cinco años. Es probable también que veamos retrasos en proyectos importantes de expansión en la región, tanto en North Field en Qatar como en Ruwais en los Emiratos. Como se muestra en el gráfico de la izquierda, incluso si los flujos se normalizan durante el verano, la mayor parte, si no todo, del crecimiento que antes se esperaba para 2026 se absorberá. En términos de dirección, 2026 es mucho más ajustado que lo previsto anteriormente, y ahora 2027 se ha vuelto más restringido estructuralmente, especialmente considerando la posición de almacenamiento en mínimos históricos y la dinámica de oferta en toda Europa de cara al invierno de 2026 que acabo de comentar, lo que probablemente generará un escenario similar antes del invierno de 2027: para que, finalmente, el crecimiento neto de la oferta se reanude cuando comiencen a operar nuevos proyectos en EE. UU. y otros más pequeños en el resto, y se incremente la producción durante el resto de esta década. Esperamos que el mercado vuelva a una posición más abastecida a medida que las nuevas ofertas comiencen a compensar plenamente las pérdidas de volumen y los proyectos qataríes retomen el rumbo después de eso. Por lo tanto, el momento importa. Pero en la mayoría de los escenarios, el colchón a corto plazo se ha reducido considerablemente, mientras que la trayectoria más amplia después del próximo año o dos se mantiene relativamente sin cambios. Se sigue esperando que el mercado de LNG crezca hasta aproximadamente 600 millones de toneladas para alrededor de 2030. A medida que entre nueva oferta en funcionamiento, cabría esperar que ese crecimiento ayude a moderar los precios. Esto sería especialmente bienvenido por los mercados sensibles al precio que se han visto limitados en los últimos años por precios persistentemente más altos. Lo importante es que el crecimiento de la demanda sigue impulsado por un conjunto diverso de mercados: desde importadores establecidos en Asia hasta consumidores emergentes en el Sudeste y el Sur de Asia que necesitan complementar campos domésticos que se agotan rápidamente; y por el apoyo continuo a la demanda en Europa, ya que la prohibición total de moléculas rusas tiene y sigue creando un ancla estructural para el mercado de LNG. En Cheniere Energy, Inc., nuestra atención sigue siendo la misma: proporcionar un suministro de LNG fiable, flexible y a largo plazo para un conjunto amplio y creciente de mercados globales, haciéndolo mediante una combinación de relaciones directas que amplían el acceso y, al mismo tiempo, mantienen el perfil crediticio en la cartera de clientes necesaria para respaldar la inversión a largo plazo. Son estas relaciones estratégicas las que sustentan no solo nuestras inversiones actuales en negocios e infraestructura, sino también nuestras expansiones. Con más de 35 contrapartes solventes a largo plazo, seguimos firmes en nuestro compromiso con ellas y en nuestro historial diferenciado de desempeño, que es reconocido y apreciado por nuestros clientes, en particular en condiciones de mercado volátiles como las de hoy. Esa diferenciación en confiabilidad es un activo comercial significativo, y la estamos aprovechando mientras nos relacionamos con los clientes hoy, con un enfoque en comercializar el saldo del CCL Train 4 ahora que el SPL Train 7 ya está suficientemente comercializado. Así que, aunque la interrupción que estamos viendo hoy es significativa y es difícil evaluarla por completo en tiempo real, a largo plazo los acontecimientos como estos tienden a convertirse en inflexiones relativamente pequeñas dentro de una trayectoria de crecimiento mucho más amplia y a más largo plazo.Desde esa perspectiva, la necesidad subyacente de un suministro de LNG fiable a largo plazo y los acuerdos que lo hacen posible solo se están reforzando. Con eso, pasaré la llamada a Zach para que revise nuestros resultados financieros y nuestras previsiones. Zach Davis: Gracias, Anatol, y buenos días a todos. Me complace estar aquí hoy para analizar nuestros resultados financieros y el mejor pronóstico para el año completo. Diríjase a la diapositiva 11. En el primer trimestre de 2026, generamos un EBITDA ajustado consolidado de más de $2.3 mil millones y un flujo de caja distribuible de aproximadamente $1.7 mil millones. En comparación con el primer trimestre de 2025, nuestros resultados de 2026 reflejan mayores volúmenes de LNG entregado gracias a la finalización sustancial de los trenes 1 a 4 del año pasado de la Etapa 3, mayores contribuciones de la optimización aguas arriba y aguas abajo de nuestras instalaciones, y el crédito fiscal único por combustible alternativo durante el trimestre. Reconocimos en ingresos 6.46 TBtu de LNG producido a partir de nuestras instalaciones en el primer trimestre. Si bien fueron significativamente más altos que en 2025, los volúmenes de 2026 se vieron afectados por la dinámica de tiempo en tránsito, que favoreció el cuarto trimestre de 2025 y febrero de 2026. De cara al resto de 2026, es probable que el primer trimestre sea nuestro trimestre con menor volumen reconocido este año. A medida que aumenta la producción de los activos, se espera que el resto del año se beneficie de que el resto de la Etapa 3 entre en funcionamiento, incluida la de tamaño intermedio Train 5 a finales de enero y Train 6, que se espera que produzca su primer LNG inminentemente. Además, no hay paradas importantes programadas este verano, y una temperatura ambiental más baja debería beneficiar al cuarto trimestre, haciendo que el último trimestre del año probablemente sea el de mayor volumen de LNG producido y reconocido en ingresos. Asimismo, para el primer trimestre, generamos una pérdida neta de aproximadamente $3.5 mil millones, que se debe principalmente al impacto no realizado y sin efecto de caja de los derivados, predominantemente relacionado con nuestros acuerdos de IPM a largo plazo, y al desajuste del método contable para la compra de gas natural y la venta correspondiente de LNG. El tratamiento contable de los derivados, junto con la duración a largo plazo y la base de precios internacionales de nuestros acuerdos de IPM, provoca fluctuaciones en el valor razonable de un periodo a otro a medida que las curvas de LNG se mueven, algo que quizá recuerde que afectó de manera similar nuestros resultados de ingreso neto GAAP en 2021 y 2022. El aumento de los precios internacionales del gas y la mayor volatilidad durante el trimestre impulsaron las pérdidas no realizadas sin efecto de caja y nuestra pérdida neta total del trimestre. Al ajustar estas pérdidas no realizadas sin efecto de caja de los derivados y los impactos asociados en el impuesto sobre la renta y en los intereses no controladores, generamos un ingreso neto ajustado positivo de aproximadamente $1 mil millones para el trimestre. Esta cifra de ingreso neto ajustado está alineada con nuestro EBITDA y DCF y es más representativa de nuestro desempeño financiero en el trimestre. Para que quede claro, a medida que cumplimos nuestros acuerdos de IPM que se contabilizan como derivados o coberturas económicas que mitigan la volatilidad futura del flujo de caja, esperamos que estas pérdidas no realizadas de ajuste a valor de mercado se reviertan con el tiempo y generen ganancias de ajuste a valor de mercado a medida que realizamos las tarifas fijas de licuefacción previstas y correspondientes de estos contratos que trasladan la exposición al precio del mercado de LNG a nuestras contrapartes de IPM. Si bien los acuerdos de IPM pueden contribuir a la variabilidad de nuestro ingreso neto GAAP reportado, esos acuerdos, sobre todo, proporcionan flujos de caja estables a largo plazo, similares a nuestras SPAs, que ayudan a respaldar nuestra plataforma de infraestructura contratada y la visibilidad de flujos de caja durante décadas. Como Jack y Anatol señalaron, nuestro modelo de negocio está diseñado para prosperar independientemente del entorno de mercado, y lo mismo aplica a nuestro plan de asignación de capital. Durante el trimestre, destinamos aproximadamente $1.2 mil millones a nuestros pilares de asignación de capital de crecimiento con beneficios (accretive) financiados con capital propio y flujo de caja, retornos para los accionistas en forma de recompras y dividendos, y gestión del balance. En el primer trimestre, recompramos aproximadamente 2,7 millones de acciones por más de 500 millones de dólares, lo que pone de manifiesto el carácter oportunista del programa teniendo en cuenta el movimiento del precio de nuestras acciones durante el trimestre. Dada la volatilidad de las acciones en lo que va de año, nuestro plan de recompra disciplinado basado en el valor está funcionando como estaba previsto, y seguimos desplegando de manera oportunista el remanente de más de 9 mil millones bajo la autorización vigente, de acuerdo con el marco que guía la actividad de recompra, trabajando para alcanzar nuestro objetivo actual de aproximadamente 175 millones de acciones en circulación hacia el final de la década. Para el primer trimestre, declaramos un dividendo de 0,555 dólares por acción ordinaria, lo que representa una distribución de más de 116 millones de dólares para los accionistas comunes. Seguimos comprometidos con hacer crecer nuestro dividendo aproximadamente un 10% anual hasta el final de esta década. Los rendimientos para los accionistas logrados mediante la combinación de nuestro dividendo y el plan oportunista de recompras de acciones son una propuesta de valor clave para nuestros inversores, ya que les brindan un dividendo estable y en crecimiento, además de una mayor participación en Sabine Pass y Corpus Christi a lo largo del tiempo, manteniendo al mismo tiempo la flexibilidad financiera esencial para nuestro plan de asignación de capital a largo plazo. Pasando al balance general, reembolsamos más de 250 millones de dólares de nuestro endeudamiento con el efectivo disponible durante el trimestre, canjeando por completo los bonos SPL 2026 restantes y amortizando una porción de los bonos SPL 2037. Además, en marzo, emitimos 1.000 millones de dólares en bonos 2030 y 750 millones de dólares en bonos 2056 en CEI, lo que marca nuestra primera emisión de 30 años y extiende nuestra estructura de vencimientos hacia la segunda mitad de este siglo junto con una lista cada vez mayor de nuestros contratos LNG a largo plazo. Con una parte de los ingresos, prepagamos los 550 millones de dólares dispuestos en nuestro préstamo a plazo de Corpus Christi, al tiempo que cancelamos otros 600 millones de dólares de compromisos no utilizados. Continuamos manteniendo una liquidez sustancial con aproximadamente 1.800 millones de dólares en efectivo consolidado y miles de millones de dólares de capacidad de revolver y préstamos a plazo no dispuestos en todo el complejo de Cheniere Energy, Inc. También en el trimestre, seguimos recibiendo reconocimiento de las agencias de calificación crediticia: Moody’s mejoró las calificaciones de nuestros bonos no garantizados en CEI y CCH a Baa2 y Baa1, respectivamente, cada una con perspectiva estable. Ahora somos de categoría “alto-BBB” en ambos proyectos y “BBB” o mejor en los niveles corporativos no garantizados por las tres agencias de calificación crediticia. Durante el trimestre, financiamos aproximadamente 1.000 millones de dólares de capital de crecimiento en toda nuestra actividad mientras continuamos avanzando en la construcción de la Etapa 3 y en los trenes de escala media 8 y 9, el desarrollo de los proyectos de expansión de SPL y CCL, así como nuestra Planta Gregor y Power Plant para respaldar necesidades incrementales de energía en Corpus a lo largo del tiempo, a medida que se completan los trenes de escala media. De los 1.000 millones de dólares de capex de crecimiento en el trimestre, aproximadamente 300 millones se financiaron con capital propio y aproximadamente 700 millones se financiaron de manera eficiente con deuda, como estaba planeado, mediante nuestro préstamo a plazo de Corpus Christi con disposición diferida, así como con una porción de los ingresos de la reciente emisión de bonos de CEI. Esperamos aumentar el gasto en el Tren 7 en Sabine Pass más adelante este año, ya que hemos presupuestado posibles avisos limitados para proceder a Bechtel antes de nuestra FID prevista a principios del próximo año; por eso retenemos efectivo en CQP ajustando el componente variable de la distribución de CQP este trimestre. De cara al futuro, seguimos bien posicionados para financiar cómodamente nuestros objetivos de crecimiento disciplinado dentro de nuestro pronóstico de flujo de caja, manteniendo al mismo tiempo nuestras sólidas métricas de crédito grado de inversión y nuestra importante flexibilidad financiera para retornos a los accionistas a lo largo del ciclo. Ahora pasemos a la diapositiva 12, donde hablaré sobre nuestra guía financiera de 2026 revisada al alza y las perspectivas para el año.Hoy, estamos aumentando el punto medio de nuestros rangos de guía para el EBITDA ajustado consolidado del año completo 2026 y el flujo de caja distribuible en $500 millones y $400 millones, respectivamente, lo que eleva el EBITDA ajustado consolidado esperado a $7,25 a $7,75 mil millones y el flujo de caja distribuible a $4,75 a $5,25 mil millones. Estamos manteniendo nuestra guía de distribución de CQP para el año en $3,10 a $3,40 por unidad común. Estos incrementos se atribuyen a algunos impulsores clave, incluidos un aumento en el pronóstico de producción para el año, una mejora en las perspectivas de margen y contribuciones de actividades de optimización ya aseguradas a la fecha, tanto aguas arriba como aguas abajo de nuestras instalaciones. Como mencionó Jack, gracias al mayor aprovechamiento de nuestros trenes existentes como resultado de los esfuerzos continuos de eliminación de cuellos de botella y de resiliencia relacionados con la variabilidad de la composición del gas de alimentación, así como los calendarios acelerados en los trenes restantes en la Etapa 3, estamos incrementando nuestro pronóstico de producción 2026 en aproximadamente 1 millón de toneladas—hasta aproximadamente 52 a 54 millones de toneladas para el año—, desbloqueando volúmenes incrementales disponibles para CMI este año. Con este aumento y la continuación de las ventas forward por parte de nuestro equipo durante el trimestre, aún pronosticamos menos de 1 millón de toneladas—o menos de 50 TBtu—de volúmenes abiertos por vender restantes en 2026. Por lo tanto, actualmente pronosticamos que un cambio de $1 en los márgenes del mercado impactaría el EBITDA, una vez más, en menos de $50 millones para el año completo. A pesar de tener muy poca exposición abierta para el resto del año, mantenemos el rango de guía de $500 millones, ya que los resultados aún podrían verse afectados por una serie de factores, particularmente dada la volatilidad sostenida en los mercados globales de energía, pero también la variabilidad de nuestro pronóstico de producción, el ramp-up y el momento específico de la finalización sustancial de los Trenes 6 y 7 en la Etapa 3, el momento de ciertos cargamentos alrededor del cierre del año, las contribuciones de actividades adicionales de optimización durante el resto del año y el impacto que la volatilidad de Henry Hub puede tener para elevar el margen. A medida que avanzamos en el año y aseguramos algunas de estas variables, buscaremos ajustar y estrechar estos rangos, como hemos hecho en años anteriores. Nuestros resultados del primer trimestre, junto con nuestros rangos de guía revisados, una vez más ponen de relieve la capacidad de Cheniere Energy, Inc. para aprovechar nuestra plataforma, responder a las señales del mercado y desbloquear oportunidades de optimización a lo largo de nuestro negocio, manteniendo al mismo tiempo nuestro modelo de negocio altamente contratado, construido sobre la base de flujos de caja fijos a largo plazo provenientes de contrapartes con solvencia—una convicción que solo se ha reforzado al mirar hacia adelante para financiar un crecimiento adicional accretivo de brownfield tanto en Sabine como en Corpus, mientras, en paralelo, crecemos los retornos para los accionistas en forma de recompras y dividendos que pueden respaldarse año tras año. Esos flujos de caja confiables son esenciales para la plataforma de infraestructura de gas natural de más de $50 mil millones que hemos desarrollado durante la última década y más, así como para nuestro marco disciplinado de asignación de capital de todos los frentes, y el valor durable a través del ciclo de este enfoque solo se ha fortalecido en el contexto del entorno de mercado actual. De cara al futuro, seguimos enfocados en mantener operaciones seguras y confiables para asegurar que podamos continuar entregando de manera confiable LNG flexible y seguro, así como un valor significativo de largo plazo para nuestros grupos de interés en todo el mundo durante décadas por venir. Con esto concluyen nuestras observaciones preparadas. Gracias por su tiempo y por su interés en Cheniere Energy, Inc. Operador, estamos listos para abrir la línea para preguntas. Operador: Gracias. Si está conectado mediante la línea telefónica y desea hacer una pregunta, por favor indique su participación presionando la tecla estrella 1 en el teclado de su teléfono. Si está usando un altavoz, asegúrese de que la función de silencio esté desactivada para permitir que su señal llegue a nuestro equipo. Limítese a una pregunta y a un seguimiento antes de reincorporarse a la cola. Nuevamente, puede presionar estrella 1 para hacer una pregunta. Tomaremos la primera intervención de Jeremy Bryan Tonet, de JPMorgan. Jeremy Bryan Tonet: Hola, buenos días. Gracias por toda la información de hoy. Solo quería ampliar un poco algunos de los comentarios. Anatol, me preguntaba: en las conversaciones con clientes en este punto, dado el nivel de disrupción en Oriente Medio, ¿cómo describiría el tono o la disposición por el GNL de EE. UU. teniendo en cuenta la fiabilidad y el historial de Cheniere Energy, Inc.? Y al mismo tiempo, contrastarlo con precios algo más altos y cómo eso afecta la demanda de GNL en general: ¿de qué manera han influido esos dos factores en las conversaciones? Anatol Feygin: Gracias, Jeremy, buenos días. Estamos en una posición muy envidiable. A medida que las plantas funcionan mejor y, como ves, tenemos algo de volumen adicional, y solo contamos con estas tres docenas de contrapartes críticas de largo plazo, podemos centrarnos realmente en apoyar estas relaciones clave, y eso es lo que hemos estado haciendo durante los últimos un par de meses. Como puedes imaginar, la reacción inicial de una serie de estos participantes es asegurarse de que haya un suministro suficiente, ya que esos 7 millones de toneladas al mes se reemplazan para mantener las luces encendidas en el corto plazo. Nuestra capacidad para apoyarlos está ayudando a ampliar y profundizar las relaciones y, sin duda, es un viento a favor para un número de estos compromisos. En cuanto al largo plazo, creemos que, igual que con la COVID en 2020, cuando miras en retrospectiva, esa disrupción es un pequeño bache. Cambió la dinámica al retrasar lo que esperábamos por entre 12 y 18 meses, pero la trayectoria general se mantuvo igual. Esperamos que este problema, y ojalá que este problema, sea similar. Estamos en una gran posición. Necesitamos respaldar nuestras ambiciones de crecimiento con acuerdos comerciales incrementales relativamente modestos y, desde luego, hemos demostrado que esta es una oferta muy asequible y fiable, y Cheniere Energy, Inc. es una gran contraparte para ayudar a respaldar esas ambiciones de largo plazo de nuestros clientes. Jeremy Bryan Tonet: Entendido. Eso tiene sentido. Y luego solo quería pasar a operaciones y ejecución. ¿Podrías ampliar un poco más sobre la expansión de Corpus? Parece que se está cumpliendo algo por delante de las expectativas en cuanto al cronograma y, al mismo tiempo, poder aprovechar un poco más de capacidad. ¿Qué cuellos de botella pudieron resolver y qué más podría ser posible? Jack A. Fusco: Gracias, Jeremy. Como dije en mis comentarios preparados, estoy sumamente satisfecho con lo que hemos logrado en operaciones e ingeniería de producción. En Corpus, no solo los trenes han estado entrando con bastante anticipación respecto al calendario garantizado de Bechtel, sino que nuestra puesta en marcha ha sido más alta y más estable. El equipo realmente ha aprendido cómo operar esos trenes pequeños de escala media, y eso está produciendo muy buenas cantidades para nosotros. Esperaría que esos aprendizajes sigan aplicándose, al menos, en los trenes 6, 7, 8 y 9. Otra cosa que ha sido útil es que encontramos algunos modos operativos diferentes para manejar la variabilidad del gas de alimentación tanto en Sabine Pass como en Corpus Christi. Hemos trabajado con algunos buenos proveedores de solventes para idear formas creativas de usar solventes y mitigar la necesidad de deshielo. Ahora mismo tenemos un centenar de cosas diferentes en nuestra caja de herramientas que utilizamos todos y cada uno de los días, y todas parecen estar sumándose para generar cantidades significativas adicionales de producción. Eso es lo que estás viendo por nuestra parte en este aumento de la guía. Zach Davis: Y luego, sobre el crecimiento y las expansiones, solo para ponerlo en perspectiva: ahora mismo, en la pizarra está el Tren SPL 7. Puedes ver, a partir de la guía de distribución de CQP y de en dónde terminamos con el primer trimestre, que estamos reservando efectivo, ya que estamos en buena forma para iniciar las LNTP más tarde este año y estar en una posición, con el permiso, para hacer la FID de ese proyecto a principios del próximo año. En cuanto a la expansión de Corpus, va un poco por detrás, porque no presentamos el permiso hasta después de que anunciamos oficialmente la FID y las NTP en los Trenes 8 y 9.Pero está en buen estado y hay perspectivas de obtener un permiso, digamos, a mediados o finales del próximo año. En el contexto de la pregunta anterior a Anatol, podemos ser muy disciplinados en las SPA, considerando que hoy tenemos aproximadamente 10 millones de toneladas de SPA que aún no se han usado para respaldar un proyecto de FID. Eso es más que suficiente para cubrir el proyecto SPL Train 7, además de la eliminación de cuellos de botella, y estamos en buena forma incluso en el primer tren de la primera fase de una ampliación de Corpus. Así que podemos mantenernos bastante disciplinados no solo en cómo crecemos y en los parámetros a los que nos exigimos —que van mucho más allá que los de cualquiera en la industria, especialmente en Norteamérica— y luego podemos ser disciplinados en las SPA y, eventualmente, avanzar y crear valor para la empresa a largo plazo. Operador: Tomaremos nuestra siguiente pregunta de Spiro Michael Dounis de Citi. Spiro Michael Dounis: Gracias, operador. Buenos días a todos. Siguiendo con lo relativo a la contratación, parece haber cierta expectativa de que veremos una ola de contratos para LNG de origen estadounidense. Entienda su punto de que hasta ahora mucho del enfoque ha estado en cubrir el suministro a corto plazo, pero ¿el mercado se equivoca al esperar una ola de contratación? Y, con base en sus conversaciones, ¿se sorprendería si la Fase 1 de Corpus IV no se asegura con SPA antes de fin de año? Anatol Feygin: Gracias, Spiro. Creo que su tesis general es correcta. No hay tantas opciones, y seguimos demostrando que este es un gran lugar para obtener volúmenes. Los clientes que nos compran con entrega FOB con la economía del NYMEX de hoy están adquiriendo aproximadamente a 6 USD/MMBtu, con la confiabilidad y flexibilidad que hemos demostrado durante una década. Si no es ahora, si no somos nosotros, ¿quién y cuándo? Dicho esto, este es un mercado muy competitivo. Hay algunos proyectos creíbles encaminándose hacia FID y muchos proyectos que ya tienen FID que todavía tienen capacidad adicional sin asignar. Tenemos la suerte de que seguiremos sin participar en esa carrera de productos básicos. Elegiremos y seleccionaremos con quién queremos continuar asociándonos. Seguirán viendo por nuestra parte lo mismo que han visto durante los últimos cuatro o cinco años: volúmenes adicionales con clientes existentes. Hemos logrado un avance significativo en Corpus Train 4, y ya sea para fin de año o para cuando estemos listos para FID, creemos que estaremos en una muy buena posición comercial para respaldarlo. Spiro Michael Dounis: Gracias. Y sobre los precios del LNG, a medida que piensa en que Europa necesita volver a llenar el almacenamiento y en la agresiva aceleración de los cargamentos que debe ocurrir, quizá extendiéndose hasta 2027, ¿se sorprende de que los precios no hayan sido más fuertes? ¿Cuándo se reflejará eso en la curva? Más allá de ’27/’28, ¿cree que la curva refleja de manera adecuada los problemas persistentes de suministro? Anatol Feygin: Nos asombra que los precios estén donde están: que los precios en Europa y Asia estén descontados hacia el invierno. En EE. UU., el precio sube 50% hasta mediados de los 4 USD en el invierno, pero el mercado mundial de gas está extrañamente descontado hacia atrás. Europa está en una posición muy difícil con, ajustado por flujos, almacenamiento récord a niveles bajos, la prohibición del gas ruso y el subcontinente indio, que es el mercado sensible al precio, ya se ha apagado. Creemos que estaremos en un entorno en el tercer y cuarto trimestres donde habrá una competencia muy agresiva por volúmenes a nivel global. China ha hecho un trabajo excelente usando su almacenamiento y su producción doméstica como válvula de alivio nuevamente. La situación actual está disimulada por el periodo de transición, y la disrupción física de las entregas por el cierre del Estrecho realmente solo comenzó a sentirse hace un mes. Somos muy optimistas sobre hacia dónde irán los precios en la segunda mitad del año, y eso probablemente se reflejará en 2027, lo cual, de nuevo, resaltará lo atractivo que es para quienes puedan cumplir los estrictos requisitos de crédito de Zach el SPA a largo plazo de Cheniere Energy, Inc. Operador: Nuestra siguiente pregunta proviene de Jean Ann Salisbury de Bank of America. Jean Ann Salisbury: Hola, buenos días.En el pasado, usted sugirió que, después de Sabine Pass 7 y Corpus 4, en el escenario de crecimiento en perspectiva de “cielo despejado” (blue-sky), los trenes futuros más allá de 75 mtpa tendrían más probabilidades de ubicarse en Corpus. ¿Puede hablar sobre los puntos de equilibrio entre sus dos sedes para la expansión, tanto para los potencialmente próximos dos trenes—Sabine Pass 7 y Corpus 4—y luego más allá de eso? Jack A. Fusco: Hola, Jean Ann. Corpus ha recibido la bendición de otras 500 acres de terreno básicamente intacto. Compramos ese terreno del antiguo sitio de Sherwin Alumina. Hemos estado trabajando en esa propiedad para asegurarnos de que esté lista desde el punto de vista medioambiental para ponerse en marcha. Tiene un acceso excelente al agua. Tiene una planta de energía que está literalmente justo al lado, que es nuestra Gregory Power Plant, que poseemos y controlamos. Está cerca del Permian; son 40 millas en línea recta hasta nuestro sistema de oleoductos y hasta Agua Dulce para el suministro de gas. Simplemente tiene muchas ventajas que lo convierten en un lugar convincente para seguir creciendo. En Sabine, aunque todavía tenemos propiedad, gran parte son humedales que tendríamos que mitigar adecuadamente, lo que añade costos, y hay algunos otros matices. En el lado positivo, ya tenemos tres muelles en Sabine. Así que no es descartable, pero creo que es probable que el crecimiento adicional después de las primeras fases ocurra en Corpus antes que en Sabine—solo por instinto—y eso está muy lejos de donde estamos hoy. Operador: Tomaremos nuestra siguiente pregunta de Jason Gabelman de TD Cowen. Jason Gabelman: Gracias por responder a mis preguntas. Primero, sobre la guía de EBITDA para 2026: normalmente son un poco más conservadores al inicio del año, antes del mantenimiento de verano. Dado que parece que están guiando a un mantenimiento más bajo este año, ¿hay un poco menos de conservadurismo incluido en el plan en este punto? Y luego mi seguimiento es sobre lo que están viendo en todo el mundo por parte de los gobiernos en respuesta a los precios más altos del gas global: es el segundo período de precios altos y muy volátiles en los últimos cinco años—¿han visto alguna reacción, especialmente por parte de países asiáticos, para pivotar más hacia la planificación a largo plazo para carbón y energía renovable en lugar de gas? Zach Davis: Oigo a muchos analistas decir que normalmente somos conservadores al inicio del año, pero no hacemos promesas excesivas. Nuestra guía inicial es consistente con la forma en que establecemos presupuestos y objetivos. La razón por la que esta vez pudimos aumentar es que ocurrieron varias cosas: la producción está avanzando—no solo con trenes de escala media que entran en línea más rápido y con subidas de ritmo más rápidas gracias al trabajo en equipo con Bechtel al entregar las instalaciones—sino también todo el trabajo de resiliencia desde el año pasado que aumentó la producción. Eso añade aproximadamente 400 millones de dólares en márgenes en el rango de 9 a 10. Luego, los márgenes están al alza desde la última llamada, con menos de un millón de toneladas; eso añade alrededor de 100 millones. Optimización: no incorporamos una optimización que aún no estuviera fijada; pudimos añadir otros 100 millones que ya están asegurados. Henry Hub ha bajado desde febrero un poco para el resto del año, lo que compensó parte de eso, y por eso lo aumentamos en 500 millones. Sentimos buena confianza con el rango, pero hay piezas móviles: un movimiento de 0,50 dólares en Henry Hub equivale aproximadamente a un cambio de 100 millones; si el calendario de los Trenes 6 y 7 se mueve en medio mes, eso equivale aproximadamente a un cambio de 50 millones; alrededor de 50 millones o menos por cada movimiento de 1 en los márgenes de CMI; en general, la variabilidad de la producción de LNG aporta más o menos 100 millones para 10 TBtu; y el O&M normalmente aporta más o menos 20 millones. Sumándolo todo, por eso nos ceñimos a un rango de 500 millones. Preferimos superar. Anatol Feygin: Sobre su pregunta acerca de pivotar alejándose del gas, realmente aún no hemos visto eso. Es bastante temprano en esta disrupción y el mercado inicialmente pensó que la resolución sería rápida. Somos escépticos de que se normalice en semanas; lo vemos en meses. Después de la guerra de Ucrania, sí se observó que algunos gobiernos cambiaron, pero no estamos viendo eso ahora. Las entidades que pueden operar sobre una base a largo plazo están viendo precios de gas entregado por parte de nosotros que están bien dentro—si no por debajo—de sus rangos de planificación.Aquellos que son solventes y capaces de operar a largo plazo, y que no son sacudidos por los precios puntuales, no tienen motivos para replantearse nada. En el gran esquema, el GNL es solo aproximadamente el 3% de la energía primaria. No es una solución para el mundo; es una forma elegante de complementar la fiabilidad, la intermitencia y las emisiones. Somos optimistas de que esto pronto quedará atrás y que el mundo seguirá creciendo hasta el mercado de 700+ millones de toneladas que esperamos para 2040. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Alexander Bidwell, con Research and Advisory. Alexander Bidwell: Buenos días. Aprecio el tiempo. Al observar las expansiones futuras en Corpus y SPL, hemos estado viendo un aumento en la competencia por mano de obra en varios proyectos en el Golfo de EE. UU. ¿Espera que eso tenga un impacto en cadena en términos de costos de EPC para las futuras expansiones de Sabine y Corpus? Jack A. Fusco: Creo que el momento de nuestras FID encajará muy bien con el calendario actual de Bechtel y con sus proyecciones de crecimiento, y no hemos visto un problema con ninguna de nuestras dotaciones de mano de obra para proyectos de escala media—aproximadamente 5 mil trabajadores allí. Así que no veo un problema. Zach Davis: Hay un buen ritmo con la escala media: completar la Etapa 3 este año, luego las etapas 8 y 9, y después el inicio de la ampliación a partir del próximo año y hasta 2028–2029 con Sabine 7, y luego, después de eso, la ampliación con CCL 4. El ciclo está a nuestro favor y ligeramente desfasado respecto de muchos proyectos que han hecho FID recientemente o que ahora están desesperados por hacer FID. Alexander Bidwell: Gracias. Y como seguimiento sobre el desempeño de los trenes de escala media, ¿pueden darnos una idea de las diferencias en OpEx y mantenimiento hasta ahora frente a sus trenes tradicionales de gran escala? Jack A. Fusco: Es un poco pronto. Han sido aproximadamente iguales; quizá un poco más alto en la escala media a medida que seguimos reduciendo cuellos de botella. Es difícil separar las actividades de O&M sostenible de las actividades de reducción de cuellos de botella que estamos realizando para obtener más producción. Danos un poco más de tiempo con las operaciones y trataremos de proporcionar más transparencia. Zach Davis: Una nota: los trenes de escala media requieren más energía, así que lo verán de forma incremental en el costo de bienes vendidos. A medida que escalamos, será sencillo y consistente con los otros 15 millones de toneladas en Corpus. Con más escala además de solo cinco trenes, se acercarán relativamente; solo estará en categorías diferentes en cierta medida, porque la escala media requiere más energía. Operador: Tomaremos nuestra siguiente pregunta de Manav Gupta, de UBS. Manav Gupta: Buenos días. Eres una de las pocas empresas de midstream que, además de los dividendos, también recompensa a los accionistas con recompras. Dado el entorno actual y la cantidad de flujo de caja libre que están generando, ¿cómo están pensando las recompras de acciones aquí? Zach Davis: Hoy, nos sentimos muy bien con las recompras. Nuestra recompra está pensada para ser oportunista y disciplinada. Nuestra acción básicamente varió entre menos de 200 y 300 dólares en el Q1, y compramos más de 500 millones de dólares a alrededor de 202, lo que demuestra disciplina y oportunismo. Compramos más de 1.000 millones de dólares en el Q3 y Q4 del año pasado, pero eso se debe a que compramos menos de 700 millones de dólares en la primera mitad y renovamos las asignaciones. La implementación puede ser irregular de un trimestre a otro; la asignación y el efectivo reservado para recompras no. Eso es muy constante y por eso nos comprometimos con una recompra de 10.000 millones de dólares durante el resto de esta década. También miren nuestro ratio de pago—dividendo más recompra versus DCF—básicamente alrededor del 50–60% al año, en el extremo alto de los pares. Básicamente somos los únicos que estamos haciendo recompras a esta escala. A medida que crece el DCF, hay más efectivo para recompras. Estamos presupuestando hacer FID de SPL a principios del próximo año y una primera fase de Corpus a mediados o finales del próximo año también. Con ese flujo de caja reservado y aún manteniendo nuestro compromiso de 10.000 millones de dólares, deberían esperar que las recompras sigan componiéndose trimestre tras trimestre. Si hay incluso un mes de retraso en las FID, eso significa más flujo de caja libre para recompras en el corto plazo. Operador: Tomaremos nuestra última pregunta de Burke Charles Sansiviero, de Wolfe Research. Burke Charles Sansiviero: Gracias por el tiempo. Entiendo que no están incluyendo ninguna optimización que no se haya cerrado en la guía actualizada. ¿Podrían ofrecer algún detalle adicional sobre cómo podría verse la posible optimización al alza para el resto del año, manteniéndose todo lo demás igual? Zach Davis: Puede provenir de cualquier cosa dentro de la plataforma integrada. Tenemos una ventaja distinta frente a cualquiera en el LNG por la red de ductos de la que disponemos, las dos instalaciones y, no solo el manejo de capacidad abierta por parte de CMI, sino también nuestros contratos DES y nuestros contratos IPM. Esa escala nos brinda un nivel diferente de capacidad para optimizar, y esperamos más optimización durante el resto del año. En el trimestre pasado, incluido el Huracán/tormenta de invierno Fern, pudimos reintegrar parte de nuestro gas al mercado estadounidense de gas cuando se necesitaba. También hubo picos en el transporte marítimo y en los precios del LNG después de que estallara la guerra a finales de febrero, en los que pudimos proporcionar buques y LNG a los clientes que los necesitaban. Esos son aspectos que no habríamos podido pronosticar, ni siquiera la misma semana en que ocurrieron. Contar con la escala y con la plataforma integrada nos da una ventaja. En los últimos tres meses, compramos gas más barato aguas arriba de nuestras instalaciones como parte de una optimización aguas arriba de Sabine y Corpus. Pudimos conseguir cargamentos de terceros—más de 30 TBtu—liberando capacidad de transporte y optimizando ciertos cargamentos también. Es probable que haya más. Si hay un aspecto conservador de la guía, es que no estamos incorporando ninguna optimización adicional en la actual guía de EBITDA de aproximadamente 7.5 mil millones de dólares. Anatol Feygin: A medida que la plataforma sigue expandiéndose y estos trenes entran en funcionamiento, se suman contratos DES e IPM adicionales, junto con transporte adicional que esos contratos cubren. Hoy tenemos la mayor cantidad de buques que hemos tenido nunca en nuestra cartera, y eso seguirá creciendo—de nuevo, financiado por compromisos a largo plazo—pero nos brinda la oportunidad de aprovechar la volatilidad. Nuestro oráculo no es lo suficientemente bueno como para decirle qué oportunidad habrá la próxima semana, mucho menos durante la segunda mitad de este año. Burke Charles Sansiviero: Entendido. ¿Han podido cubrir de manera oportunista parte de su exposición abierta hacia 2027 un poco antes de lo normal, a medida que mejoraron los márgenes? Zach Davis: Sí usamos nuestra capacidad financiera para el año inmediato y, a veces, para el año siguiente. Por lo general, intentamos no cubrir financieramente tan lejos en el futuro, considerando cuánta volatilidad podría haber y considerando que estamos en una temporada de transición hacia el enfriamiento en Asia y luego con el llenado de almacenamiento en Europa. Cubrir financieramente no es la prioridad para 2027. Sin embargo, desde la última llamada, hemos vendido más de 1 millón de toneladas de capacidad abierta para 2027. Los márgenes estaban por debajo de $4 al momento de la llamada en febrero y ahora están más cerca de $6 a $7. Cuando vemos eso y tenemos compradores dispuestos, lo aseguramos. Ya hemos logrado una reducción en la capacidad abierta del próximo año, lo que fortalece la visibilidad del flujo de efectivo y, obviamente, el efectivo en caja para cosas como recompras. Operador: Con esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Me gustaría volver a ceder la conferencia para cualquier comentario adicional o de cierre. Jack A. Fusco: Hola, soy Jack. Solo quiero agradecerles nuevamente por su apoyo a Cheniere Energy, Inc. Operador: Con esto concluye la llamada de hoy. Gracias nuevamente por su participación. Ahora pueden desconectarse y que tengan un excelente día.