Valero Energy Corporation

Operador: Saludos y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados del primer trimestre de 2026 de Valero Energy Corp. [Instrucciones del operador] Como recordatorio, esta conferencia se está grabando. Ahora es un placer presentarle a su anfitrión, Brian Donovan, vicepresidente de Relaciones con Inversionistas. Gracias. Puede comenzar. Brian Donovan: Buenos días a todos y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados del primer trimestre de 2026 de Valero Energy Corporation. Hoy me acompañan Lane Riggs, presidente, director ejecutivo y presidente; Gary Simmons, vicepresidente ejecutivo y director de operaciones; Rich Walsh, vicepresidente ejecutivo y asesor general; Harminder Bhullar, vicepresidente senior y director financiero; así como también varios otros miembros de nuestro equipo directivo de Valero. . Si aún no ha recibido una copia de nuestro comunicado de resultados, está disponible en nuestro sitio web en investorvalero.com [indiscernible] con el comunicado o las tablas complementarias que proporcionan información financiera detallada para cada una de nuestras empresas, junto con conciliaciones y divulgaciones para cualquier métrica financiera ajustada a la que se haga referencia durante esta llamada de hoy. Si tiene preguntas después de revisar estos materiales, no dude en comunicarse con nuestro equipo de Relaciones con Inversionistas. Antes de comenzar, me gustaría llamar su atención sobre el aviso de declaraciones prospectivas incluido en el comunicado de prensa. En resumen, dice que las declaraciones hechas en el comunicado de prensa y durante esta conferencia telefónica que expresan las expectativas o pronósticos de la empresa o de la gerencia sobre eventos futuros son declaraciones prospectivas y están destinadas a estar cubiertas por las disposiciones de puerto seguro bajo las leyes federales de valores. Los resultados reales pueden diferir de los expresados o implícitos debido a varios factores, que se detallan en nuestro comunicado de resultados y en los informes presentados ante la SEC. Ahora cedo la palabra a Lane para sus comentarios de apertura. . Lane Riggs: Gracias, Brian, y buenos días a todos. Me complace informar que el primer trimestre de Valero ha sido excelente, demostrando la capacidad de nuestro equipo para optimizar nuestro sistema de refinación y entregar sólidos resultados financieros. En un periodo marcado por una disrupción considerable en los mercados de materias primas, nuestros equipos de operaciones y comerciales ejecutaron bien. A principios del trimestre, la disponibilidad de suministro incremental venezolano dio lugar a diferenciales de crudo más amplios. Nuestra red de refinación ventajosa en la Costa del Golfo estuvo bien posicionada para beneficiarse de las materias primas de alimentación para la torre pesada con descuento. Las condiciones del mercado cambiaron bruscamente en marzo cuando el suministro global de crudo y productos refinados se ajustó. Nuestro equipo de operaciones respondió de manera decisiva, ajustando la programación de productos para reflejar las señales del mercado, entregando un mes récord con [indiscernible] Al mismo tiempo, nuestro equipo comercial y financiero gestionó de manera proactiva el riesgo de materias primas para mitigar impactos adversos únicos de un entorno de fijación de precios altamente dinámico. Financieramente, mantuvimos un balance sólido mientras seguíamos cumpliendo nuestro compromiso con la devolución a los accionistas. En el frente estratégico, seguimos avanzando en el proyecto de optimización de la unidad FCC en nuestra refinería de St. Charles. La iniciativa de 230 millones de dólares mejorará nuestra capacidad para producir productos de alto valor, incluyendo [indiscernible] Esperamos que el proyecto comience sus operaciones en el tercer trimestre de 2026. De cara al futuro, la capacidad global de refinación restringida y los bajos inventarios de productos en mercados clave deberían seguir respaldando los fundamentos de la refinación. Nuestra concentración en la refinería de alta complejidad [ Cofor ] proporciona una flexibilidad significativa de materias primas y acceso directo a mercados globales, lo cual es especialmente beneficioso en el entorno actual. Además, nuestra disciplina en la estrategia financiera y el marco de asignación de capital posicionaron ese desempeño que funcionó bien a través de los ciclos del mercado. Para cerrar, nuestro sólido desempeño en un primer trimestre volátil y [indiscernible] de la gestión operativa, comercial y financiera del crimen. Manténganse enfocados en las cosas que podemos controlar: excelencia operativa, optimización a nivel de todo el sistema y toma de decisiones financieras disciplinada.Ejecución constante en estas prioridades nos posiciona para beneficiarnos del entorno actual de margen y seguirá diferenciando a Valero. Dicho eso, cedo la palabra a Harminder. Homer Bhullar: Gracias, Lane. En el primer trimestre de 2026, la utilidad neta atribuible a los accionistas de Valero fue de 1.3 mil millones de dólares, o 4.22 dólares por acción, en comparación con una pérdida neta de 595 millones de dólares, o 1.90 dólares por acción, en el primer trimestre de 2025. Excluyendo los ajustes que se muestran en las tablas del comunicado de resultados, la utilidad neta ajustada atribuible a los accionistas de Valero para el primer trimestre de 2025 fue de 282 millones de dólares, o 0.89 dólares por acción. . El segmento de refinación informó 1.8 mil millones de dólares de ingresos operativos en el primer trimestre de 2026, en comparación con una pérdida operativa de 530 millones de dólares en el primer trimestre de 2025. Los ingresos operativos ajustados para el primer trimestre de 2025 fueron de 605 millones de dólares. El volumen de refinación en el primer trimestre de 2026 promedió 2.9 millones de barriles por día; los gastos operativos de caja de refinación fueron de 5.13 dólares por barril en el primer trimestre de 2026. El segmento de diésel renovable informó ingresos operativos de 139 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, en comparación con una pérdida operativa de 141 millones de dólares en el primer trimestre de 2025. Los volúmenes de ventas del segmento de Diésel Renovable promediaron 3 millones de galones por día en el primer trimestre de 2026. El segmento de etanol reportó 90 millones de dólares de ingresos operativos en el primer trimestre de 2026, frente a 20 millones de dólares en el primer trimestre de 2025. Los volúmenes de producción de etanol promediaron 4.6 millones de galones por día en el primer trimestre de 2026. Los gastos de G&A fueron de 285 millones de dólares en el primer trimestre de 2026; el gasto de depreciación y amortización fue de 840 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, lo que incluye aproximadamente 100 millones de dólares de gasto incremental por depreciación relacionado con el cese de operaciones de refinación en nuestra refinería de Venetia. El gasto neto por intereses fue de 140 millones de dólares y el gasto por impuesto sobre la renta fue de 401 millones de dólares en el primer trimestre de 2026. La tasa impositiva efectiva fue del 23%. El flujo de efectivo neto proporcionado por actividades operativas fue de 1.4 mil millones de dólares en el primer trimestre de 2026; incluido en este monto estuvo un impacto desfavorable de 303 millones de dólares de capital de trabajo y 102 millones de dólares de efectivo neto proporcionado por actividades operativas ajustado asociado con la participación del otro miembro del negocio conjunto en DGD. Excluyendo estos conceptos, el efectivo neto proporcionado por actividades operativas ajustado fue de 1.6 mil millones de dólares en el primer trimestre de 2026. Con respecto a las actividades de inversión, realizamos inversiones de capital por 448 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, de los cuales 404 millones de dólares fueron para sostener el negocio, incluidos costos por paradas de mantenimiento, catalizadores y cumplimiento regulatorio, y el saldo se destina a hacer crecer el negocio. Excluyendo las inversiones de capital atribuibles a la participación del otro miembro del negocio conjunto en DGD y otras entidades de interés variable atribuibles a Valero, estas inversiones de capital fueron de 430 millones de dólares en el primer trimestre de 2026. Pasando a las actividades de financiación. Seguimos comprometidos con nuestro marco disciplinado de asignación de capital. Las devoluciones de efectivo a los accionistas totalizaron 938 millones de dólares en el primer trimestre de 2026, lo que dio como resultado una tasa de pago de 59% para el trimestre. Y el 22 de enero, nuestro Consejo aprobó un incremento del 6% en el dividendo trimestral en efectivo, reflejando una sólida posición financiera y nuestro compromiso con el crecimiento del dividendo. Al pasar al balance, en marzo emitimos oportunamente notas de 10 años por 850 millones de dólares con un cupón de 5.15% para reducir el riesgo de los vencimientos de deuda previstos más adelante este año. Las notas se fijaron con un diferencial de sector de refinación, el nivel más bajo registrado a 10 años, de 102 puntos básicos por encima de los bonos del Tesoro. Al cierre del trimestre, teníamos 9.2 mil millones de dólares de deuda total, 2.3 mil millones de dólares de obligaciones totales de arrendamientos financieros y 5.7 mil millones de dólares de efectivo y equivalentes de efectivo. Nuestra razón de deuda respecto al capital, neta de efectivo y equivalentes de efectivo, fue del 18% al 31 de marzo de 2026. Nuestra liquidez en efectivo fue mayor al cierre del trimestre, lo que refleja el momento oportunista de la emisión de deuda de marzo y nuestra decisión de acercarnos al extremo superior de nuestro objetivo de efectivo de largo plazo de entre $4.000 millones y $5.000 millones para preservar la opcionalidad en un entorno de mercado volátil. En general, cerramos el trimestre bien capitalizados, al mismo tiempo que seguimos cumpliendo nuestro compromiso con las devoluciones a los accionistas. Pasando a las perspectivas. Como operamos la refinería [ Praca ] a tasas reducidas, seguimos evaluando la magnitud total de los daños y desarrollando un plan para las reparaciones. Esperamos que el incidente genere gastos de capital adicionales en 2026, que deberían estar cubiertos por el seguro sujeto a nuestros deducibles de seguro aplicables. Actualizaremos nuestra guía de inversión de capital de 2026 cuando podamos proporcionar una estimación de costos definitiva y una línea de tiempo esperada de las reparaciones. Fuera de [ Poor Arthur, ] nuestra orientación anterior con respecto a las inversiones de capital para sostener el negocio y los proyectos de crecimiento permanece sin cambios. Nuestros proyectos de crecimiento se enfocan principalmente en inversiones de optimización de ciclos más cortos que mejoran la opcionalidad del crudo y de los productos en todo nuestro sistema de refinación, así como en proyectos de expansión de eficiencia y de capacidad dentro de nuestras plantas de etanol. En conjunto, estos proyectos deberían fortalecer la capacidad de generación de utilidades de nuestra base de activos existente. Para modelar las operaciones del segundo trimestre, esperamos que los volúmenes de procesamiento de refinación se sitúen dentro de los siguientes rangos: Costa del Golfo, de 1,69 millones a 1,74 millones de barriles por día, lo que refleja tasas reducidas en Port Arthur; Medio Continente, de 450.000 a 470.000 barriles por día; Costa Oeste, de 120.000 a 130.000 barriles por día, lo que refleja la inactividad (idling) de Venetia; y Atlántico Norte, de 480.000 a 500.000 barriles por día. Esperamos que los gastos de operación de efectivo por refinación en el segundo trimestre sean de aproximadamente $4,85 por barril. Para el segmento de diésel renovable, esperamos volúmenes de ventas de aproximadamente 320 millones de galones en el segundo trimestre. Los gastos operativos deberían ser de $0,46 por galón, incluyendo $0,22 por galón para costos no monetarios como depreciación y amortización. Se espera que nuestro segmento de etanol produzca 4,7 millones de galones por día en el segundo trimestre. Los gastos operativos deberían promediar $0,39 por galón, lo que incluye $0,04 por galón para costos no monetarios como depreciación y amortización. Para el segundo trimestre, el gasto neto por intereses debería ser de aproximadamente $145 millones. El total de gastos de depreciación y amortización en el segundo trimestre debería ser de aproximadamente $730 millones, lo que incluye aproximadamente $33 millones de gasto de depreciación incremental relacionado con nuestro plan para poner en inactividad las unidades de procesamiento y detener las operaciones de refinación en nuestra refinería [ Venetia ] completado este mes. Esperamos que la depreciación incremental relacionada con la refinería [ Venetia ] se incluya en DNA a través de abril. El impacto en las ganancias del segundo trimestre de esta depreciación incremental se espera en aproximadamente $0,09 por acción, con base en las acciones en circulación actuales. Para 2026, esperamos que los gastos de G&A sean de aproximadamente $960 millones. Brian Donovan: Gracias, Omer. Eso concluye nuestros comentarios iniciales. Antes de abrir la llamada para preguntas, por favor limite cada intervención en la sección de Q&A a 2 preguntas. Si tiene más de 2 preguntas, por favor vuelva a la cola según lo permita el tiempo para asegurarnos de que otros participantes tengan tiempo para hacer sus preguntas. . Operador: [Instrucciones del operador] La primera pregunta de hoy proviene de Manav Gupta de UBS. Manav Gupta: Chicos, fue un trimestre muy sólido considerando todo lo que vemos ahí afuera. Solo quería cambiar rápidamente al panorama macro de la refinación global, y estoy tratando de entender que, a medida que estos precios suben, Gary, si usted o alguien pudiera comentar sobre lo que están viendo respecto a la demanda, ¿están viendo algún indicio temprano de disrupción en la demanda en su sistema? Gary Simmons: Sí, Manav, soy Gary. A pesar de que, como ustedes señalaron, los precios de los combustibles de transporte se están moviendo al alza, parece que, especialmente la demanda doméstica, es muy resiliente.Si observamos nuestros volúmenes de mayoreo año tras año, sí mostramos una reducción de los volúmenes de ventas en nuestro sistema. Sin embargo, esto no es realmente un reflejo de la demanda, sino el resultado de dejar en inactividad la refinería de Venetia y, luego, de salir de una posición en el mercado de Boston. Así que, cuando observamos las ventas, diríamos que la demanda de EE. UU. de gasolina está estable o ligeramente al alza. La demanda de diésel está un poco arriba y eso parece ser consistente con lo que estás viendo en los DOEs, ya que los DOEs reflejan aumentos realmente en la demanda: tanto de gasolina, diésel como de jet. En realidad, el gran cambio en la demanda año tras año es el tirón hacia el mercado de exportación desde el conflicto en Irán. Los datos recientes de los DOE muestran que las exportaciones desde EE. UU. están arriba 470.000 barriles por día año tras año. Ese tirón hacia el mercado de exportación está provocando que los inventarios bajen en EE. UU. En relación con el promedio de 5 años, los inventarios totales de productos ligeros en EE. UU. han disminuido 30 millones de barriles desde enero. El inventario de destilados está en mínimos de 5 años. La demanda interna sigue siendo fuerte para el diésel, con una buena demanda agrícola mientras iniciamos la temporada del Atlántico. Y luego, los índices de flete están empezando a mejorar un poco. Y, a su vez, la demanda de exportación de destilados, especialmente de jet, ha sido muy fuerte, con interés por parte de todo el mundo en barriles del Golfo de EE. UU. mientras nos acercamos a la temporada de manejo, el inventario de gasolina ahora está en la parte baja del rango del promedio de 5 años; el arb transatlántico para enviar a PADD 1 desde Europa está cerrado. Tanto la demanda doméstica como la de exportación se mantuvieron fuertes. La exención de la Ley Jones nos está permitiendo abastecer PADD 1 y PADD 5 con mayor eficiencia desde la Costa del Golfo de EE. UU. Y creo que mientras nos acercamos a la temporada de manejo, la disponibilidad de VGO empezará a convertirse en un problema. No parece haber VGO suficiente para abastecer tanto la capacidad de FCC como la de hidrocracking. La economía actual favorece el hidrocracking, lo que podría reducir la producción de gasolina hacia adelante. Creo que has leído mucho sobre la destrucción de demanda global desde que se cerraron los traits. Realmente parece que para nosotros esto no es tanto una destrucción de demanda; es más bien una oferta insuficiente para satisfacer la demanda. Nuestras expectativas al inicio del año eran que las nuevas adiciones de capacidad, junto con más biocombustibles renovables en el mercado, serían suficientes para cubrir la demanda incremental. Pensábamos que los balances oferta/demanda serían similares a los del año pasado, y luego comienzas a ver un endurecimiento al final de este año. Pero el conflicto en an ha creado realmente un mercado con una demanda que supera significativamente a la oferta. Tuvimos muy poca capacidad de refinación excedente a nivel global. Así que va a ser difícil reconstituir inventarios incluso cuando se resuelva el conflicto. Manav Gupta: Perfecto. Más o menos lo insinuaste, así que solo quería confirmarlo. Entonces mira, cuando observes los próximos al menos 6 o 9 meses, tienes algunos refinadores como Valero que pueden operar como el pez. Y luego hay algunos refinadores que quizá tengan un buen kit en algún lugar a nivel global, pero no pueden operar porque no tienen suficiente crudo. Estoy tratando de entender, dentro de tu sistema de refinación, señor, ¿puedes obtener cualquier crudo que estés buscando y operar a todo lo que quieras? Randy Hawkins: Sí, Manav, esto es Randy. Creo que la respuesta corta es sí. O sea, la mayoría de nuestros sistemas está ubicada más bien en el Mid-Continent y la Costa del Golfo. Así que la disponibilidad de crudo realmente no es mucho un problema. Creo que, como vimos en las estadísticas de esta semana, EE. UU. se ha convertido en un exportador importante de crudo y eso se ha amplificado con la liberación de la SPR. Entonces cualquier exportación desde EE. UU. tiene que superar fletes altos y una backwardation bastante pronunciada. O sea, siempre estamos optimizando nuestra mezcla de crudos en la Costa del Golfo. Y en esta ocasión, más o menos igual. Solo que la volatilidad en precios y fletes ha sido más extrema que lo normal. Con los costos de flete altos, hemos hecho algunos cambios en nuestro sistema, reduciendo los cargadores por agua, y operando más por oleoducto.Además, hay más volumen de SPR que está en el mercado; compramos más de ese grado, más bien optimizando frente a otros crudos. Y desde el inicio de enero, con la retirada de las sanciones de Venezuela, los grandes descuentos ya eran muy ventajosos para nuestro sistema. Y ya estábamos dirigiendo nuestro sistema de refinación para operar con el MÁXIMO de crudo pesado a azufre. Desde que comenzó el evento iraní, esas tendencias solo continuarán. El crudo pesado canadiense hoy se está negociando con un descuento de $16 frente a TI en el Golfo. Así que la ubicación de nuestro sistema en la Costa del Golfo lo convierte en un panorama bastante ventajoso. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Neil Mehta de Goldman Sachs. Neil Mehta: Sí. Resultados realmente sólidos. Sin enfocarnos demasiado en lo del trimestre contra trimestre. Pero cuando piensa en los indicadores del segundo trimestre, ya están mostrando en la Costa del Golfo niveles frente a los de Q1, que eran de $18, y esto remite al segundo trimestre de 2022. En ese punto, el número de acciones en su haber era de cerca de $400 millones; hoy está más cerca de $300 millones. Así que quizá esta es una pregunta para Homer. Pero mientras empezamos a pensar en modelar Q2, aquí, ¿hay algunos aspectos positivos y negativos en los que deberíamos pensar y anclar, y algo sobre la rentabilidad de marzo que pueda darnos una idea de cómo podría configurarse Q2? Gary Simmons: Sí, Neil. Creo que si mira al segundo trimestre, definitivamente hay algunos vientos en contra y a favor. Ciertamente, la fuerte backwardation en el mercado del crudo es un viento en contra. Además de la backwardation, cuando ve que los mercados físicos se desconectan de los futuros, también es difícil ver qué va a hacer eso con las tasas de captación. Pero en términos de vientos a favor, ciertamente, los descuentos por crudo pesado a azufre que nuestro sistema pueda maximizar el crudo pesado a azufre es un viento a favor. La prima por reclasificación de combustible para aviones (jet fuel) es también un viento a favor, así como la prima para los productos secundarios. Así que hay muchos aspectos positivos y negativos al avanzar hacia el segundo trimestre. Neil Mehta: Muy bien. Bueno, un producto específico que quiero analizar con Jet, Gary. Quiero decir, hay mucho debate sobre la posibilidad de escasez en partes del mundo. ¿Cómo está pensando ese producto en general, cómo puede maximizar su producción? ¿A dónde está intentando llevarlo? ¿Y estas preocupaciones sobre la disponibilidad de jet a nivel global están fundamentadas o no? Gary Simmons: Sí. Así que para empezar, yo diría que en el caso de Jet, es increíblemente corto. Hemos estado intentando maximizar Jet en nuestro sistema. Típicamente, si mira Jet como porcentaje del total de destilados, eso es una cifra que promedia aproximadamente el 26% en nuestro sistema. En marzo, lo llevamos a más del 30%, todavía como porcentaje del total de destilados. Además, tenemos un par de refinerías que no producen Jet hoy y que estamos pasando a un modo de producción de Jet para intentar aumentar aún más los rendimientos de Jet a medida que avancemos. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Theresa Chen de Barclays. Theresa Chen: Este pedido ha puesto de relieve la volatilidad de las ganancias a la que se enfrenta un refinador y el rango de resultados ha sido amplio, en parte debido a diferentes estrategias comerciales y financieras. Pero a pesar de operar en el mismo entorno macro, sus resultados parecen haber sido menos volátiles. Y desde su perspectiva, me interesa saber qué cree usted que ha permitido eso. ¿Refleja diferencias en el aprovisionamiento de crudo, en la colocación de productos o en las estrategias de cobertura, o algo estructural en el negocio? Y, relacionado con esto, este entorno también está poniendo a prueba el balance y los umbrales de apalancamiento en todo el sector. Usted ha elegido mantener una posición de efectivo relativamente elevada, en línea con el comentario anterior de Homer en las observaciones preparadas. ¿Cómo está pensando en esa estrategia de capital hoy, particularmente como un colchón contra la volatilidad? Homer Bhullar: Theresa, soy Homer. Quiero empezar por el lado del riesgo y, específicamente, la cobertura. Bajo condiciones normales de mercado, -- nuestro enfoque puede volverse más formulaico y basado en procesos, donde básicamente gestionamos nuestra exposición por encima o por debajo de las posiciones de derivados de Lifewire. Pero cuando empezamos a ver una volatilidad más alta tanto en los mercados de crudo como de productos, nuestro equipo se reunía con frecuencia a diario para revisar nuestras posiciones, y éramos simplemente más proactivos gestionando nuestra exposición. Por ejemplo, mantuvimos nuestras posiciones de inventario mucho más cerca de LIFO. ¿Eso redujo nuestra exposición general a los derivados y las oscilaciones de precios asociadas, cierto? Y además, eso también garantiza que no haya un impacto significativo en efectivo por llamadas de margen. Y se puede ver que en el capital de trabajo tuvimos un impacto mínimo. Sobre su segundo punto relacionado con el efectivo, movimos nuestra posición general de efectivo base hacia el extremo alto del saldo mínimo de efectivo de entre $4 mil millones y $5 mil millones del que hablamos. Por eso pasamos a un mayor saldo de efectivo, realmente después de la pandemia, ¿verdad?, para asegurar que nuestra liquidez nunca, nunca llegue a ponerse en duda. Y aunque no tuvimos una gran necesidad de efectivo por flujos de caja, con suerte, este resumen de este trimestre pone de manifiesto el valor de tener un saldo de efectivo más alto. Así que, nuestro saldo de efectivo, junto con nuestras facilidades bancarias, cerramos el trimestre con casi $11 mil millones de liquidez total. Así que estamos muy bien posicionados para lo que el resto del año depare. Lo último que mencionaré es que, por separado, también fuimos proactivos, como expliqué en las observaciones de apertura, y prefinanciamos de manera oportunista los vencimientos próximos del resto del año. Entonces vimos una ventana atractiva para reducir el riesgo de esa parte del balance, y pudimos hacerlo con un diferencial récord. Así que tratamos de ser proactivos en cada aspecto financiero de nuestro negocio, ya sea el riesgo o el balance o los retornos para los accionistas. Theresa Chen: Y cambiando de tema, ¿cómo deberíamos pensar en la trayectoria de la rentabilidad de DGD hacia adelante? -- considerando las condiciones macro actuales, las consideraciones de la materia prima y los cambios regulatorios que hemos visto recientemente. Eric Fisher: Sí. Soy Eric. Home hizo un excelente trabajo al explicar la estructura de gestión de riesgos para DGD, que es un poco diferente. Y así, el mark-to-market que tenemos sobre nuestras posiciones de materia prima a futuro será un poco un viento en contra si vemos que las materias primas subyacentes continúan subiendo, como ocurrió durante el último mes más o menos. Dicho esto, el RVO es un viento en contra bastante fuerte. Vemos muchos márgenes más altos, ciertamente más altos en 2T que en 1T y, en general, un mejor 26 frente a 25. Operador: Nuestra siguiente pregunta proviene de Joe Laetsch de Morgan Stanley. Joseph Laetsch: Entonces, al mirar más allá de la disrupción de mediados de año. ¿Puede hablar de cómo ve que se va a configurar el equilibrio oferta-demanda en los próximos un par de años? Parece como si el equilibrio ya estuviera bastante ajustado antes de la disrupción y ahora hay daños en refinerías y la necesidad de reemplazar inventarios para hacer frente a ello. ¿Esto cambia la forma en que piensa sobre los márgenes del ciclo en el futuro? Gary Simmons: Sí. Así que no sé si cambiará nuestro enfoque sobre los márgenes del ciclo. Adoptamos un enfoque bastante conservador porque, con nuestra inversión de capital diferenciada, nos gustaría tener un enfoque conservador en el ciclo medio, porque lo utilizamos para justificar la inversión de capital. Pero ciertamente, creará un mercado que estará muy ajustado. Creo que incluso antes de que comenzara el conflicto, nuestra visión era que a partir del final de este año la demanda global superaría las adiciones de nueva capacidad de refinación, y tenemos varios años de estrechez. Eso ha traído todo esto hacia adelante con la situación que ha ocurrido. En nuestra opinión, si observa la producción perdida total de productos de luz que ha ocurrido desde que los “strains” se han cerrado, se tarda como mínimo al menos 3 días en reconstruir el inventario por cada día que el “straight” ha estado cerrado. Así que en esta etapa, se trata de al menos 6 meses a un año para empezar a reabastecer inventarios hasta donde estaban. Simplemente no hay mucha capacidad de refinación excedente ahí fuera. Y luego, a medida que avanzamos y la demanda global continúa creciendo, esa situación se vuelve aún más apretada. Joseph Laetsch: Genial. Eso es útil. Y entonces, sobre Port Arthur, reconozco que todavía estás pasando por la evaluación. Pero en la medida en que puedas, ¿podrías explicar el proceso de evaluación del daño de la refinería y el posible cronograma de reanudación? ¿Y cuáles son los indicadores que deberíamos vigilar desde el exterior? Gary Simmons: Sí. Entonces, el 23 de marzo, hubo un incendio en el hidrotratador de diésel de Port Arthur. La refinería completa se detuvo como medida de precaución. Se contabilizó a todos los empleados y no hubo lesiones reportables en la refinería como resultado del incidente. . La investigación sobre la causa sigue en curso, así que no puedo compartir demasiado al respecto. Pero nuestro equipo de operaciones hizo un excelente trabajo al volver a poner en marcha el tren de la unidad más pequeña de crudo a principios de abril. Junto con el cokificador, los hidrocrackers y el reformador y el hidrotratador de destilados. Actualmente estamos iniciando la unidad más grande de crudo mientras hablamos, junto con la FCC y el alky, por lo que esperaríamos que para el 1 de mayo el flujo de proceso se vea bastante normalizado en la refinería de Port Arthur. El hidrotratador de diésel que experimentó el incendio, junto con un hidrotratador de queroseno adyacente, permanece fuera de servicio, lo que podría impactar negativamente algunas tasas de captura en el segundo trimestre. Esperamos volver a poner el hidrotratador de queroseno en marcha para el tercer trimestre. El hidrotratador de diésel sí sufrió daños extensos. Todavía no tenemos un cronograma para la reconstrucción. Pero, como mencionó Homer, la guía de flujo de proceso, todo eso está reflejado en nuestra guía de flujo de proceso para el trimestre. Operador: Nuestra siguiente pregunta viene de Doug Leggate de Wolfe Research. Douglas George Blyth Leggate: Creo que tal vez acabas de responder parte de mi pregunta aquí. Gracias por invitarme a participar. Estoy intentando entender qué está pasando con el impacto físico del crudo en las tasas de captura. Y si puedo, más o menos, explicar el razonamiento aquí: vimos que Maya redujo su factor K a la mitad. Estamos viendo Brent con fecha, obviamente, con grandes primas. Y ahora aparentemente una flotilla de petroleros que viene hacia la Costa del Golfo de EE. UU., quizás poniendo un poco por debajo de TI. Así que me da curiosidad: cuando observas tu lista de crudos —¿cómo está impactando en la tasa de captura el conjunto físico del mercado del crudo? Y si me permites, mi seguimiento es específicamente para Homer. Tú —Homer consiguió probablemente uno de los mejores balances, si no el mejor balance del sector, lo que significa que no tienes muchas opciones para tu excedente de efectivo. Y mi pregunta es: tu valoración hoy, si observas el flujo de caja libre implícito para siempre, no las ganancias extraordinarias que tenemos ahora, es superior a $7 mil millones con una tasa de descuento del 10%. ¿Cómo piensas tu valoración en el contexto de lo que haces con ese efectivo, específicamente en relación con las recompras de acciones? Ejecutivo Desconocido: Doug, empezaré por el lado del crudo. Quiero decir, en su mayor parte, como Gary mencionó antes, parte de la contracara en las tasas de captura está en el backwardation. Está en el mercado, en esa backwardation pronunciada. Quiero decir, alcanzó máximos el mes pasado entre 11% y 14%. Está en el rango de $6 ahora y se ha movido más alto en los últimos un par de días. . Cuando miro la captura, quiero decir, algunas de las calidades ya están incluidas en el cálculo puro, por lo que ya refleja parte de ese movimiento en el cálculo de la captura. Pero fuera de eso, quiero decir, hay cosas que estamos haciendo que no están capturadas: compras venezolanas. Desde la eliminación de las sanciones en enero, hemos incrementado significativamente los volúmenes de Venezuela en nuestros sistemas y todo eso se hizo con mejores economías que nuestra alternativa en las torres pesadas. Y como tocamos antes, las calidades pesadas en la Costa del Golfo continúan viéndose sumamente, sumamente atractivas para nuestro sistema. Homer Bhullar: Doug, esto es Homer. Gracias por tu comentario sobre el balance. Pero creo que tu comentario sobre capitalizar los márgenes actuales, no hay duda de que los márgenes actuales son buenos.Pero, como pueden ver por nuestros resultados, nos colocamos en una posición realmente buena para aprovecharlo, ¿verdad? Y no estamos basando nuestra estrategia únicamente en el entorno de margen actual. Obviamente, seguimos optimizando y haciendo crecer el negocio. Pero lo hacemos con disciplina sobre umbrales mínimos de rentabilidad, y estamos utilizando un conjunto de precios a medio ciclo más largo, como destacó Gary antes. También seguimos trabajando arduamente para gestionar nuestros costos, y todo esto nos coloca en una excelente posición para los retornos para los accionistas. Y con respecto a las recompras, creo que hay que empezar por entender que las recompras de acciones son un medio realmente eficiente y flexible para devolver efectivo excedente a los accionistas en el contexto más amplio de la asignación de capital, ¿verdad? Cuando se observan otras utilizaciones de efectivo en nuestro balance, y como mencionaste sobre nuestro balance y nuestra posición de efectivo, se encuentran en la mejor situación que han tenido en muchísimos, muchísimos años. Por lo tanto, lo que haremos es que nuestros compromisos subyacentes sobre balance, efectivo mínimo y retornos a los accionistas no cambiarán, pero es posible que nos movamos dentro del balance que hemos establecido dependiendo del entorno en el que estemos. Y claramente lo hicimos con respecto al efectivo durante el primer trimestre. Fuera de eso, nuestra deuda neta sobre el capital sigue por debajo de nuestro rango de largo plazo, del 20% al 30%, ¿verdad? Y tenemos una cobertura más que suficiente de otras utilizaciones de efectivo. Así que creo que -- seguirán viéndonos devolver el flujo de caja libre excedente a los accionistas mediante recompras de acciones. Y este enfoque ha reducido nuestro total de acciones en un 42% desde 2014. Y si sirve de algo, Doug, nuestro retorno por recompras está cerca del 20% durante ese período de tiempo, así que las recompras generan valor perpetuo al reducir el número de acciones. Por lo tanto, creo que deberían esperar que sigamos operando en ese modelo. Douglas George Blyth Leggate: Muchas caídas te dieron esa oportunidad en los últimos 10 años, o al menos, seguramente. Operator: Nuestra siguiente pregunta proviene de Philip Jungwirth de BMO Capital Markets. Phillip Jungwirth: Mencionaste antes que estaban realizando algunos ajustes en la Costa del Golfo. En el lado de abastecimiento de materias primas. Y me preguntaba si podrían hablar sobre algún cambio que hayan hecho específicamente para la región del Atlántico Norte. Ustedes han fechado Brent en el indicador, pero supongo que aquí pueden hacerlo un poco mejor, especialmente con la ciudad de Quebec. Y quizá también mencionar el lado de las exportaciones y cómo estás optimizando dada la volatilidad del mercado y la demanda global de productos. Jeffrey Dietert: Claro, Phil. Esto es Randy. Para Quebec, o sea, es principalmente una pizarra de crudo 100% de América del Norte. Así que está tomando barriles de Canadá Occidental y de la Costa del Golfo que tienden a evitar algunas de las alzas que vimos en el Brent fechado, más o menos a inicios de mes. Para pembro, o sea, obviamente, tenemos cierta volatilidad que vimos en el prompt fechado, y que parece haberse alineado con lo que sucedía con algunas de las compras de pánico iniciales en el mercado, e incluso llegó al punto en que, según se reporta, las personas estaban recortando operaciones cuando el Brent fechado se disparó. Afortunadamente, hemos evitado algunos de los picos en algunas de las compras de crudo. Así que, mirando hacia adelante, parece que nuestro entorno de margen para Pembroke sigue viéndose favorable mientras avanzamos. Phillip Jungwirth: De acuerdo. Excelente. Y luego una de las preguntas que regularmente nos hacen gira en torno a algún tipo de restricción a las exportaciones de productos. Solo con base en sus conversaciones, ¿dónde ubicarían el nivel de apoyo gubernamental aquí para evitar consecuencias no intencionadas? ¿Y qué otros mecanismos hay que aplicar para aliviar parte de la presión alcista sobre los precios de la gasolina, ya sea RVP u otras cosas que podrían hacerse? Richard Walsh: Sí, esto es Rich Walsh. Lo que diría es que hemos tenido -- ha habido muchas conversaciones con la administración y están muy al tanto de lo que están viendo en los precios de ahí. Y ya han tomado medidas. Concedieron una exención de Jones Hack bastante al principio. Eso realmente ayudó.Y la realidad es que cualquier tipo de prohibición de exportación en realidad solo empeora muchísimo la situación, y ya son plenamente conscientes de ello. Estados Unidos cuenta con crudo a largo plazo y con una producción de refinación a largo plazo. Y así estamos vinculados al mercado mundial. Por eso es importante asegurarnos de que optimicemos y brindemos, y esta es una gran ventaja competitiva para Estados Unidos también. Así que creo que la administración lo entiende perfectamente. Están analizando todas las opciones y herramientas que existen. Pero nosotros no estamos posicionados como algunos otros países, donde simplemente no tienen — simplemente no tienen los recursos que nosotros tenemos. Y por eso no creo que esas estrategias realmente tengan sentido para nosotros. Creo que la administración ya es consciente de eso. Y no creo que exista ningún potencial real y significativo de que eso ocurra. Operador: La siguiente pregunta viene de Jason Gabelman de TD Cowen. Jason Gabelman: Sí. El primer conflicto en absoluto y, en realidad, 2 conflictos que han resultado en dislocaciones bastante importantes en el mercado cambian la forma en que usted piensa sobre las oportunidades de inversión y cómo dirige el negocio en el mediano plazo. Por ejemplo, sé que usted habló sobre una escasez de VGO en el sentido contrario, si es un área en la que usted podría idear alguna inversión para ayudar a cerrar su propia escasez u otras oportunidades como esa. Lane Riggs: Jason, soy Lane. Creo que es un buen punto. La forma en que lo pensamos en el curso es que el conflicto entre Ucrania e Irán ha demostrado realmente, diría yo, la resiliencia de Norteamérica. Ha sido en gran parte debido a que tenemos unas industrias de petróleo y gas tan sólidas, lo que nos ayuda a posicionarnos para los 2 conflictos que han ocurrido. Y, por supuesto, estamos aquí en la Costa del Golfo. Tenemos la mayor flexibilidad en las materias primas de crudo. Podemos exportar a cualquier parte del mundo. Entonces, en términos de cómo pensamos de alguna manera nuestros proyectos, nos gusta agruparlos, ¿verdad? Y así, la forma en que voy a caracterizarlo es que nos gustan los proyectos que aumentan nuestra ventaja comercial. Entonces, si piensa en su pregunta de VGO, esa es una posición que queremos lograr a través de nuestro sistema de compuertas para tal vez posicionarnos no tan complacientes ni tan dependientes de las importaciones de BDO. Y eso no significa que vayamos a perder nuestra disciplina, pero significa que vemos que el problema que se ha señalado con respecto a estos proyectos son los conflictos. Y luego, además, obviamente, nos gustan los proyectos de confiabilidad: la clave para esto es poder operar a través de todos estos — poder mover sus activos alrededor y operar con fiabilidad a través de ellos y, luego, finalmente, mejores rendimientos, que esencialmente es el proyecto FCC. Y podemos actualizar a lo que estamos haciendo, y es lo que nos gusta: etanol, que obviamente — no lo pensarías como directamente vinculado a esto, pero lo que estás viendo en el mundo es que la gente se pregunta: “¿puedo mezclar más etanol en la mezcla de combustible?”. Y así tenemos una visión positiva sobre el negocio del etanol. Y entonces hemos estado invirtiendo en etanol, lo mismo, crecimiento incremental y en cuánto logramos mejoras de rendimiento para aumentar la cantidad de etanol; y una vez más, existe este trasfondo de mejorar la intensidad de carbono. En el diésel renovable, no sé si depende tanto de lo que hemos visto en el mundo. Pero obviamente, está ahí el proyecto SaaS. Solo queremos ver políticas. Todo lo que sucede en ese espacio depende mucho de cómo funcionan esas políticas y de cómo uno puede sortearse de administración en administración. Jason Gabelman: Excelente. Ese es un marco realmente útil. Mi seguimiento es solo sobre las curvas de interés y específicamente sobre los futuros diferenciales. Y creo que el mercado, en general, lo usa para ayudar a fijar el precio de las acciones de refinación. Pero la realidad es que, con base en las conversaciones que hemos tenido, parece que no hay tanta liquidez al final de esas curvas. Y al pensar en su comentario de que podría tomar de 6 a 12 meses si Hormuz estuviera abierto hoy a los inventarios.¿Qué opinión te merece la ubicación de las grietas en los futuros en la segunda mitad del año? ¿Crees que veremos una dinámica similar a la de la guerra rusa, donde las grietas, más o menos, en la parte trasera de la tendencia suben a lo largo del año y terminan por encima de lo que se reflejó al inicio del año? Cualquier comentario sobre el futuro de las grietas sería útil. Gary Simmons: Sí. Así que esa es nuestra visión: cuando pensamos que el tramo final de la curva está infravalorado. Y creo que gran parte de ello es que, de alguna manera, está obstaculizando los flujos comerciales que necesitan ocurrir. Las altas tarifas de flete, junto con la fuerte backwardation, están creando mercados que realmente están cortos y que, como necesitan producto hoy, miran hacia el futuro y creen que podrán comprar ese producto a valores más bajos en el futuro. Pero en realidad, la curva simplemente va subiendo, y esperamos que eso continúe. Operador: Nuestra próxima pregunta viene de Matthew Blair de Tudor, Pickering, Holt & Co. Matthew Blair: Mencionaste algunas oportunidades comerciales en áreas como el Atlántico Norte. ¿También tienes oportunidades en la Costa Oeste? Y supongo, en particular, ¿están usando las exenciones de la Ley Jones Act para enviar tanto crudo como productos a la Costa Oeste? Randy Hawkins: Matt, soy Randy. Me ocuparé de eso. Quiero decir que hemos emitido varias exenciones de la Ley Jones Act, principalmente para productos: tanto renovables como productos convencionales, moviéndose desde la Costa del Golfo hacia la Costa Oeste y también hacia Florida. Matthew Blair: Suena bien. Y los resultados de etanol parecen bastante buenos, pero mejores que nuestras expectativas. ¿Fue solo una función de la mejora en los valores de los coproductos, o pudiste registrar alguna contribución 45 en el segmento de etanol? Y supongo que, ¿cuál es la perspectiva general para esto y la contribución potencial de este año en etanol? Eric Fisher: Sí, soy Eric. Lane se refirió a lo que estamos viendo en la demanda de etanol a nivel global. Entonces, como uno de los mayores exportadores de etanol, estás viendo una tracción sobre el etanol. Y así, el valor subyacente es que, a medida que los precios de los hidrocarburos han aumentado, también ha aumentado el valor del octano y el hecho de que el etanol sea un componente del octano lo ha convertido ahora en la forma más barata de octano en el mundo. Por eso estás viendo mucho interés y puedes usar etanol como complemento, igual que en EE. UU.; ves a muchos países pasar de 0 a 10. Brasil pasa de E30 a E32. India va a E20 y se habla de ir más allá. Todo el mundo ve que el etanol es una forma más barata de combustible líquido. Así que estás viendo demanda de etanol. En cuanto al PTC, lo que registramos en el primer trimestre fue $0.10 por galón en 10 de nuestras plantas usando la definición original de ventas calificadas. Y entonces, lo que veremos finalmente, cuando se publique la guía—esperemos que a finales de este año, pero quizá no sea hasta el próximo—es que obtendrás los siguientes $0.10 a $0.20 en todas nuestras plantas, en todas nuestras ventas. Operador: Nuestra próxima pregunta viene de Paul Sankey de Sankey Research. Paul Sankey: ¿Pueden oírme, chicos? Randy Hawkins: Sí, te podemos oír. Paul Sankey: Perdón, tengo como un teléfono de $15 aquí. Gracias por todo lo que ustedes — ustedes habían mencionado la escasez de VGO. Y me preguntaba si podrían hablar un poco sobre dónde podrías anticipar otras escaseces, escaseces físicas reales que aparezcan en la cadena de petróleo. Esa es, más o menos, la pregunta número uno. Lane Riggs: No sé de ninguna — sí, obviamente, los VGO son un problema, soy Lane. Quiero decir que, si piensas en cómo funcionaba el flujo comercial antes de que todo esto empezara, el DG neto fluía esencialmente desde Europa y el Medio Oriente hacia Estados Unidos para satisfacer la complejidad de los FECs y los hydrocrackers aquí. No sé que veamos ventajas en el jet; todo el mundo ya sabe del Jet. Estamos hablando de todos estos otros intermediarios. No sé que, al menos en Estados Unidos, veamos algún otro tipo de problemas estructurales en términos de intermediarios. Paul Sankey: Ok. Genial.Y en segundo lugar, Lane, has hablado de esto en el pasado. Recuerdo que Joe ciertamente está diciendo esto: cuando miras tus inventarios a lo largo del tiempo, de alguna manera no juegas con los inventarios. Es casi más que estás trabajando operativamente para optimizar tu desempeño. Tengo una pregunta: primero, asumo que sigues haciendo eso. En segundo lugar, ¿cómo ves una situación en la que los inventarios se agoten? Asumo que la industria no va a llegar a 0 inventarios, ¿verdad? Así que estaba pensando: a medida que hacemos estos retiros, ¿cuál es el punto en el que, supongo, los precios... si suben, ¿cuál es la mejor suposición? Lane Riggs: Paul, me ocuparé de lo primero. Así que la respuesta es sí. Quiero decir, creo que Homer antes aludió al hecho de que podemos ver toda esta volatilidad en el mercado de materias primas. Somos muy conscientes de que la tendencia sería que nosotros digamos: si hay un incidente en una refinería y —no— los inventarios de petróleo crudo empiezan a subir por encima de lo que consideramos nuestro inventario de trabajo, y podemos llegar a una situación en la que esto nos coloca en un papel corto. Y así trabajamos muy duro solo para evitar la volatilidad de los derivados y trabajamos duro para asegurarnos de que operamos en torno a nuestro inventario de trabajo, que equivale a nuestros inventarios LIFO. En cuanto a la parte final de esa pregunta. Gary Simmons: Sí. Es muy difícil para nosotros decirlo. Creo que, como mencioné antes, con el fuerte retroceso que se ve en el mercado, muchos mercados que hoy están cortos de producto básicamente están tratando de vivir al día, pensando que podrán comprar barriles de reemplazo en el futuro a valores más bajos. En algún momento se darán cuenta de que necesitan el volumen, y creo que se verá una reacción en el precio; pero en qué nivel de inventario ocurre eso, realmente no tengo ninguna idea. Paul Sankey: Sí, lo entiendo. Es complicado. Operator: Gracias. En este momento, me gustaría devolver el turno al señor Donovan para los comentarios de cierre. Brian Donovan: Muy bien. Apreciamos a todos por unirse a nosotros hoy en la llamada. Y, como siempre, no duden en contactar a nuestro equipo de Relaciones con Inversionistas si tienen alguna pregunta adicional. Que tengan un excelente día. Operator: Señoras y señores, gracias por su participación. Esto concluye el evento de hoy. Puede desconectar sus líneas o salir del webcast en este momento y disfrute el resto de su día.