Vistra Corp.

Operador: Buen día y bienvenidos a la conferencia sobre los Resultados del Primer Trimestre de 2026 de Vistra Corp. [Instrucciones del operador] Tengan en cuenta que este evento está siendo grabado. Ahora me gustaría ceder la palabra a Eric Micek. Adelante. Eric Micek: Buenos días y gracias por unirse al webcast de inversores de Vistra para analizar nuestros resultados del primer trimestre de 2026. Nuestra conversación de hoy se transmite en vivo desde la sección de Relaciones con Inversionistas de nuestro sitio web en www.vistracorp.com. Allí también pueden encontrar copias de la presentación para inversores de hoy y del comunicado de resultados. Realizando nuestras observaciones preparadas hoy estarán Jim Burke, Presidente y Director Ejecutivo de Vistra; y Kris Moldovan, Vicepresidente Ejecutivo y Director Financiero de Vistra. Otros ejecutivos sénior de Vistra estarán disponibles para responder preguntas durante la segunda parte de la llamada de hoy, según sea necesario. Nuestro comunicado de resultados, la presentación y otros temas que se analizan en la llamada de hoy incluyen referencias a ciertas medidas financieras no-GAAP. Todas las referencias a EBITDA ajustado y flujo de caja libre ajustado antes del crecimiento durante esta presentación se refieren a operaciones en curso, EBITDA ajustado y flujo de caja libre ajustado de operaciones en curso antes del crecimiento. Las conciliaciones con las medidas GAAP más directamente comparables se proporcionan en el comunicado de resultados y en el apéndice de la presentación para inversores disponible en la sección de Relaciones con Inversionistas del sitio web de Vistra. Además, la discusión de hoy incluye declaraciones prospectivas, que se basan en supuestos que creemos razonables únicamente a la fecha de hoy. Dichas declaraciones prospectivas están sujetas a ciertos riesgos e incertidumbres que podrían hacer que los resultados reales difieran materialmente de los que se proyectan o implican. No asumimos ninguna obligación de actualizar nuestras declaraciones prospectivas. Recomiendo a todos los oyentes revisar las declaraciones de “puerto seguro” incluidas en la Diapositiva 2 de la presentación para inversores en nuestro sitio web, que explican los riesgos de las declaraciones prospectivas, las limitaciones de ciertos datos de la industria y del mercado incluidos en la presentación y el uso de medidas financieras no-GAAP. Ahora cederé la llamada a nuestro Presidente y CEO, Jim Burke. James Burke: Gracias, Eric, y buenos días a todos. Gracias por unirse a nosotros para analizar los resultados operativos y financieros del primer trimestre de 2026 de Vistra. 2026 comienza con fuerza. Tal como se indicó en nuestra llamada de cierre de año, dentro de la primera semana del año, anunciamos la adquisición de la cartera de generación de gas natural de Cogentrix de 5.500 megavatios, así como acuerdos de compra de energía a largo plazo con Meta para aproximadamente 2.600 megavatios de energía y capacidad en nuestros sitios nucleares de PJM. Estas acciones fortalecen aún más nuestra huella de generación y mejoran nuestra capacidad para atender la creciente demanda de los clientes con recursos despachables de alta calidad y de cero emisiones. El trimestre también proporcionó una buena prueba para nuestra flota de generación. El clima volátil creó un panorama dinámico que subrayó la importancia de operar los activos de forma segura y confiable, y me enorgullece decir que nuestro equipo respondió al desafío. En las geografías a las que servimos, estamos observando un entorno de demanda estructuralmente mejorado. El crecimiento de la carga sigue siendo elevado. Los hiperscalers están ejecutando planes de gasto de capital (CapEx) récord y nuestras conversaciones con grandes clientes de carga continúan avanzando. Todo esto refuerza nuestra visión de que los fundamentos del mercado eléctrico continuarán mejorando hasta el final de la década y más allá. Seguimos entusiasmados con las oportunidades de crecimiento para la generación nueva y existente. Estamos trabajando con responsables políticos, reguladores, proveedores de transmisión y nuestros clientes para crear soluciones innovadoras que puedan respaldar nuevas cargas, al mismo tiempo que se preserva un marco asequible para los clientes existentes.Con nuestra flota amplia, diversificada y flexible, nuestras capacidades de desarrollo, nuestra innovadora franquicia minorista y nuestro equipo comercial con experiencia, creemos que Vistra está singularmente posicionada para cumplir con estas iniciativas, y esperamos seguir construyendo a partir de nuestro impulso inicial durante el resto de este año y más allá. Pasando a la Diapositiva 5. Vistra entregó aproximadamente 1.500 millones de dólares de EBITDA ajustado, un resultado récord para el primer trimestre calendario. El sólido desempeño financiero es resultado directo de la ejecución constante de nuestros equipos de generación, comercial y minorista, así como de la diversificación que brinda nuestro modelo de negocio integrado. Esto se evidenció especialmente durante el primer trimestre, cuando nos desenvolvimos en un contexto meteorológico volátil. El clima fue excepcionalmente benigno en las geografías a las que damos servicio durante la mayor parte del periodo, especialmente en ERCOT, donde el trimestre fue el segundo primer trimestre más cálido desde 1950, hasta que se interrumpió por Fern, una prolongada tormenta invernal que trajo una cantidad significativa de nieve y hielo, además de temperaturas bajo 0, a una parte importante del país. A pesar de esas condiciones, nuestro equipo de generación se desempeñó muy bien durante Fern: nuestra flota de gas natural operó con 97% de disponibilidad comercial y nuestra flota nuclear con 100%. Durante las partes más suaves del trimestre, nuestro equipo comercial optimizó con éxito la flota; respondió a las condiciones del mercado reduciendo activos cuando correspondía y comprando energía de bajo costo en el mercado. Importantly, la Unidad 1 de Martin Lake regresó de una salida prolongada a finales de Q1 y ha estado funcionando bien desde entonces. Pasando a las perspectivas. Estamos reafirmando los rangos de la guía para 2026 de EBITDA ajustado y de flujo de caja libre ajustado antes del crecimiento, ambos que presentamos en nuestra llamada del tercer trimestre de 2025. También mantenemos nuestro rango de oportunidad del punto medio del EBITDA ajustado para 2027. Nuestra confianza en las perspectivas continúa respaldándose con un sólido desempeño operativo y con nuestro programa integral de coberturas, en el que hemos cubierto con éxito una cantidad significativa de nuestra generación esperada hasta el final de 2027. Nuestro programa integral de coberturas, que se centra en asegurar valor de manera oportunista, garantiza un flujo de utilidades más estable y resiliente en distintos ciclos económicos. Como recordatorio, nuestras perspectivas no incluyen ninguna contribución potencial de la adquisición pendiente de Cogentrix, ni incluyen ningún incremento proveniente de los acuerdos de compraventa de energía a largo plazo con Meta en nuestros sitios nucleares de PJM. Esperamos actualizar nuestros rangos de guía, así como nuestra oportunidad del punto medio de EBITDA ajustado, después del cierre de la adquisición de Cogentrix. Por último, el monto de capital que esperamos generar en los próximos años brinda flexibilidad para ejecutar tanto oportunidades de crecimiento orgánico como inorgánico, además de devolver una cantidad significativa de capital a nuestros accionistas. Podemos hacerlo ambas cosas. Nuestro enfoque se mantiene disciplinado y oportunista, y eso se reflejó de nuevo este trimestre. Mediante el diseño de nuestro programa de recompra de acciones y dado nuestro creciente rendimiento del flujo de caja libre, aceleramos las recompras de acciones durante los primeros 4 meses del año, implementando aproximadamente 525 millones de dólares. Combinado con nuestro dividendo del primer trimestre de aproximadamente 75 millones de dólares, ya hemos devuelto aproximadamente 600 millones de dólares a nuestros accionistas este año. Pasando a la Diapositiva 6. Tal como hemos descrito durante los últimos 2 años, seguimos viendo un entorno de demanda estructuralmente mejorado que respalda nuestras perspectivas a largo plazo. Si bien los centros de datos a gran escala siguen siendo un componente clave del crecimiento esperado, esperamos una demanda incremental procedente de múltiples fuentes, incluidos centros de datos de tamaño medio, un aumento de la actividad industrial y la electrificación continua. En ERCOT, creemos que un crecimiento anual de la demanda de al menos 5% a 6% hasta 2030 es razonable. Y en PJM, es probable que persista un crecimiento anual de la carga de 2% a 3%. Importantly, aunque estas perspectivas siguen estando por debajo de muchas previsiones de terceros y de las proyecciones de la ISO, reflejan lo que creemos que es el ritmo del desarrollo físico y son coherentes con la perspectiva que compartimos casi hace 2 años en nuestra primera llamada de resultados del primer trimestre de 2024. Si bien hay grandes colas de interconexión en nuestros mercados principales tanto para la demanda como para la generación, creemos que nuestras estimaciones constituyen una previsión de crecimiento de la demanda realista que refuerza que los mercados competitivos están listos para satisfacer la demanda que se avecina. Dado que esperamos que el crecimiento total de la demanda supere el crecimiento de la demanda máxima, una dinámica que debería resultar en un mayor aprovechamiento de la infraestructura existente de generación y transmisión, creemos que las redes actuales pueden manejar con éxito este nivel de crecimiento, proporcionando una vía de maniobra útil para incorporar más recursos de generación más adelante en esta década y en el futuro. Además, utilizar la infraestructura existente con mayor eficiencia es clave para preservar la asequibilidad. Con más energía fluyendo a través del sistema, los costos fijos se distribuyen en más volúmenes, lo que debería respaldar costos unitarios más bajos para los clientes con el tiempo. Y la investigación de terceros confirma esta dinámica. Un estudio del Lawrence Berkeley National Laboratory demostró que los estados con crecimiento positivo de la demanda durante los últimos 5 años experimentaron una caída, en promedio, en los precios ajustados por inflación, mientras que los estados con crecimiento de la demanda plano o una disminución de la demanda registraron aumentos de precios ajustados por inflación de dos dígitos. Los responsables de políticas y los participantes de la industria, incluidos los grandes clientes de demanda, están trabajando en soluciones para gestionar mejor las cimas de demanda poco frecuentes y están dispuestos a ser creativos. En Vistra, seguimos centrados en desarrollar estas soluciones, incluso mediante la implementación de capacidades de respuesta a la demanda o mediante tecnologías de generación distribuida, ya que podrían habilitar un tiempo más rápido para disponer de energía mientras se espera una conexión a la red y ayudar a gestionar las horas de superpico durante el año, al mismo tiempo que mejoran la confiabilidad y la asequibilidad. En resumen, el crecimiento de la demanda es real y se está materializando, y eso crea oportunidades significativas para que Vistra apoye a todos sus clientes, desde residencial hasta comercial e industrial, incluidos los centros de datos. Por último, pasemos a la Diapositiva 7. Como hemos destacado, el crecimiento de la demanda que se está desarrollando en nuestros mercados crea importantes oportunidades para desplegar capital en proyectos de desarrollo orgánico que pueden aumentar aún más la capacidad de generación de ganancias de nuestro negocio. Como pueden ver en la página, actualmente contamos con aproximadamente 4.500 megavatios de oportunidades de desarrollo orgánico que se completaron recientemente o están en proceso en todo nuestro portafolio. Incluyen renovables contratadas como Oak Hill 1, el Oak Hill 2 contratado recientemente, Pulaski y el proyecto Newton energizado recientemente, adiciones térmicas de alto retorno, como nuestras conversiones de carbón a gas en Coleto Creek y Miami Fort, expansiones de gas en Texas, incluyendo ampliaciones en plantas de gas en nuestras nuevas unidades de gas en Permian, y proyectos con mayor tiempo de anticipación como la mejora nuclear de PJM respaldada por nuestros acuerdos de compra de energía a largo plazo con Meta. Estos proyectos representan formas rentables y eficientes de lograr capacidad incremental, y se espera que la mayor parte esté en línea para 2028. Al mismo tiempo, el conjunto de oportunidades de desarrollo no se limita a los proyectos que se muestran aquí. El equipo sigue trabajando arduamente para avanzar con múltiples gigavatios adicionales de oportunidades a lo largo de todo el espectro de generación. Las mejoras de capacidad (uprates) seguirán desempeñando un papel importante, y vemos la oportunidad de más de 200 megavatios en Comanche Peak y aproximadamente 300 megavatios adicionales en nuestros sitios de gas en PJM. Vemos numerosas oportunidades de desarrollo en sitios existentes de carbón y gas que ofrecen opciones para contratos significativos para la capacidad existente, así como para adiciones de capacidad con perfiles favorables de velocidad y costo en comparación con los proyectos en terreno (greenfield).A medida que avancemos con estos proyectos, el equipo buscará formas de asociarse en estas inversiones mediante acuerdos de compra de energía a largo plazo con clientes solventes. Ahora le paso la palabra a Kris para analizar nuestros resultados financieros más recientes, nuestras perspectivas y la asignación de capital. ¿Kris? Kristopher Moldovan: Gracias, Jim. Pasemos a la Diapositiva 9. Vistra entregó 1.494 mil millones de dólares en EBITDA ajustado en el primer trimestre de 2026, aproximadamente un 20% más que en el mismo trimestre del año pasado y casi un 85% más que en el T1 de 2024. La generación, que aportó 1.426 mil millones de dólares de EBITDA ajustado en el trimestre, se benefició de los sólidos ingresos realizados en toda la flota, de mayores ingresos por capacidad en PJM y del aporte de los activos que adquirimos a finales de 2025 de Lotus. Retail, que aportó 68 millones de dólares de EBITDA ajustado en el trimestre, continúa beneficiándose de los sólidos conteos y márgenes, compensando parcialmente el clima extremadamente suave en ERCOT. Es importante señalar que esperábamos una disminución interanual en los resultados del primer trimestre para retail, y seguimos proyectando que el desempeño de retail para el año completo se moderará con respecto al resultado récord del año pasado. Sin embargo, retail sigue encaminado para alcanzar su objetivo de EBITDA ajustado de mediano plazo este año. Pasemos a la Diapositiva 10. Estamos reafirmando tanto nuestros rangos de guía para 2026 como manteniendo el rango de oportunidad del punto medio de EBITDA ajustado para 2027. Nuestra confianza en nuestras perspectivas y en la generación de efectivo está respaldada por nuestro programa integral de cobertura, los acuerdos de compra de energía a largo plazo que hemos ejecutado y la protección a la baja del PTC nuclear, lo que da como resultado una posición altamente cubierta en 2026 y 2027. Como dijo Jim antes, nuestra guía financiera excluye cualquier posible impacto de la adquisición pendiente de Cogentrix y de los acuerdos de compra de energía a largo plazo en nuestros sitios nucleares en PJM con Meta. Cogentrix está en camino para cerrar en la segunda mitad de este año, y planeamos actualizar nuestros rangos de guía y el rango de oportunidad del punto medio para 2027 después de eso. Lo más importante es que vemos múltiples oportunidades adicionales para ampliar y estabilizar aún más nuestro potencial de ganancias. La participación de los clientes sigue siendo sólida, y estamos seguros de nuestra capacidad para crear valor y lograr resultados financieros más fuertes. Nuestras prioridades a corto plazo incluyen aproximadamente 3.2 gigavatios de capacidad nuclear en Beaver Valley y Comanche Peak que pueden contratarse a largo plazo, además de oportunidades continuas con clientes relacionadas con nuestras plantas de gas existentes, así como con una posible nueva construcción. Finalmente, pasando a la Diapositiva 11. Con base en nuestras perspectivas, todavía tenemos visibilidad de más de 10 mil millones de dólares en generación de efectivo durante 2026 y 2027. Después de asignar aproximadamente 3 mil millones de dólares a nuestros titulares de capital mediante recompras de acciones y dividendos ordinarios y preferentes en 2026 y 2027, y aproximadamente 4 mil millones de dólares hacia inversiones de crecimiento que generan valor, incluida la adquisición de Cogentrix, el desarrollo de las unidades de gas en Permian, la puesta a punto nuclear en PJM respaldada por PPA con Meta y el desarrollo de Oak Hill 2 respaldado por un PPA con una contraparte grande con grado de inversión, seguimos esperando contar con aproximadamente 3 mil millones de dólares de capital adicional disponible para asignar hasta el cierre de 2027. Como siempre, seremos disciplinados en cómo asignamos este capital restante, equilibrando la devolución de capital a nuestros accionistas, el fortalecimiento adicional de nuestro balance y la inversión estratégica en un crecimiento orgánico e inorgánico atractivo. Nuestro programa de recompra de acciones continúa creando un valor significativo. Desde que iniciamos el programa en noviembre de 2021, hemos retirado aproximadamente 169 millones de acciones a un costo promedio de aproximadamente 37 dólares por acción. Actualmente tenemos aproximadamente 1.475 mil millones de dólares de autorización de recompra de acciones restante. En virtud del diseño oportunista de nuestro plan 10b5-1, nuestra actividad de recompra se aceleró durante los primeros 4 meses del año, ya que el rendimiento de nuestro flujo de caja libre aumentó.Evaluaremos nuestra autorización de recompra de acciones y la disponibilidad a lo largo del año, con la opción de continuar acelerando las recompras de acciones si las condiciones del mercado lo justifican. Pasando al balance. Durante el trimestre, recibimos una mejora de nuestra calificación de emisor corporativo a grado de inversión por parte de Fitch Ratings. Combinada con la mejora de S&P Global Ratings a finales del año pasado, ahora hemos logrado calificaciones de grado de inversión de 2 agencias de calificación. Nos complace ver el reconocimiento de nuestros esfuerzos para aumentar nuestra capacidad de generar ganancias, reducir el riesgo de nuestro modelo de negocio y ejecutar nuestro plan disciplinado de asignación de capital. Con este hito, se activaron las cláusulas de vencimiento/caída (fallaway) en nuestros acuerdos de deuda senior garantizada, liberando los gravámenes sobre nuestros activos bajo dichos documentos. Alcanzar calificaciones de grado de inversión posiciona a la compañía bien para mantener la flexibilidad financiera y respaldar la creación de valor a largo plazo. Continuaremos apuntando a métricas de apalancamiento consistentes con sólidas calificaciones crediticias de grado de inversión. En cuanto a las inversiones estratégicas, seguimos siendo oportunistas pero disciplinados, manteniendo nuestro umbral de retorno apalancado de mediados de la adolescencia (mid-teens) en inversiones de crecimiento orgánico o inorgánico. Para cerrar, Vistra sigue bien posicionada para crear valor a largo plazo para nuestros grupos de interés. La solidez de nuestro negocio se evidencia en nuestros sólidos resultados y en la perspectiva de ganancias reafirmada, pese a un contexto meteorológico volátil durante el trimestre. Vemos que el crecimiento de la demanda de energía (load growth) se materializa en nuestros mercados principales, y el equipo sigue enfocado en posicionar a Vistra para ganar en ese entorno. Con eso, operador, estamos listos para abrir la línea para preguntas. Operador: [Instrucciones del operador] La primera pregunta proviene de Shar Pourreza, de Wells Fargo. Analista desconocido: En realidad, soy Constantine aquí para Shar. Aprecio las actualizaciones de hoy. Tal vez empezando por PJM. ¿Anticipan que las reglas de colocation de la FERC para PJM empiecen a abrirse un poco más, para generar más oportunidades de hacer operaciones repetibles como el acuerdo con Meta? ¿Los cambios en la norma afectan el marco para combinar nueva capacidad con la contratación de recursos existentes? ¿Y en su opinión, esto se extiende más allá de los activos nucleares con el tiempo? James Burke: Sí. Constantine, soy Jim. Empezaré, y estoy seguro de que hablaremos mucho sobre políticas y PJM. Así que oirás de Stacey sobre varios de estos temas. Pero nos alienta el reconocimiento de la colocation. Creo que estamos viendo en todos los mercados, no solo en PJM, que si vamos a conectar esta carga (load) con la rapidez suficiente, la colocation con necesidades existentes y la colocation con nuevas necesidades deben ser respaldadas. Evidentemente, hay trabajo de tarifas (tariff) que hacer y hay — los detalles tendrán que seguir trabajándose, y esperamos que PJM pueda pasar a respaldar la colocation de la manera en que creemos que la FERC estaba dando la dirección para respaldarla. Así que sí pensamos que hay oportunidad de hacer operaciones adicionales como la que hicimos con Meta; no tiene que ser solo con nuclear. Creo que también tenemos oportunidades de hacerlo con gas. Pero esto es un proceso. Y hemos visto que hay idas y vueltas, y que se está llegando a un entendimiento común que se necesita. Así que no puedo decir que vaya a ser rápido o sencillo, pero somos optimistas de que la lógica en torno a la colocation siga recibiendo cada vez más respaldo. Y luego es cuestión de asegurarnos de contar con las vías para poder ejecutarlo. Voy a pedirle a Stacey que comparta su perspectiva. Stacey Dore: Sí. Gracias, Jim. La orden de colocation de la FERC en diciembre dejó muy claro que la colocation es algo que PJM debe apoyar. Así que ahora las presentaciones están tratando de aclarar cuáles son las reglas del camino (rules of the road), y esperamos que la FERC se sienta motivada para actuar con rapidez. Recientemente hemos visto que ordenaron algunos plazos bastante cortos para que PJM responda a esa orden con presentaciones de cumplimiento. Así que creemos que la FERC está muy enfocada en aclarar las reglas del camino. Mientras tanto, los clientes continúan explorando la colocation con nosotros tanto en sitios de gas como en sitios nucleares.Y así esas conversaciones de contratación pueden continuar en paralelo mientras se aclaran las reglas. Y creemos que eso tiene que ser parte de la solución para satisfacer esta demanda, porque hay una ventaja de velocidad a potencia, mientras que los recursos adicionales tardan más en entrar a la red. Analista desconocido: Eso es realmente útil. Y tal vez, cambiando a ERCOT, obviamente, un clima más moderado aquí en el trimestre. ¿Eso cambia alguna de las expectativas? ¿Y están pensando en algún tipo de compensación en torno a 26, solo dentro de los rangos de guía actuales? ¿Y tal vez extender eso a sus puntos de vista sobre lo que sigue en ERCOT? ¿En qué medida están cambiando las expectativas de demanda y el impacto de los sistemas de almacenamiento de energía? ¿Algún detalle que puedan proporcionar? James Burke: Sí. Constantine, lo que se señaló, creo, en muchos informes externos fue simplemente lo moderado que fue este primer trimestre, y lo notamos. Por suerte, uno de los beneficios de nuestro negocio es que está muy diversificado, tanto en generación como en comercialización. Así que vimos algunas compensaciones. Por eso tuvimos un buen trimestre. Así que la comercialización asumió el peso de una parte del clima moderado en particular para este trimestre. Pero el resto del negocio, particularmente la generación, tuvo un buen trimestre. Y espero ver que este modelo integrado siga siendo una fortaleza para Vistra. Así que no sentimos la necesidad de necesariamente tener compensaciones. Obviamente, siempre nos gustaría superar el rendimiento. Así que querrían tener el rendimiento completo de la generación y la comercialización todo el tiempo. Pero cuando ves estas compensaciones como sucede, por eso nuestro modelo está diseñado de esa manera. Así que en realidad me siento muy bien con cómo se desempeñó el modelo integrado. La segunda pregunta, que son los forwards de ERCOT. Obviamente, hemos visto que los forwards de ERCOT cayeron. No vimos mucho clima como función de lo que acabamos de discutir. Creo que eso tiende a reflejarse en algunos de los periodos futuros. Creo que la preocupación sobre la rapidez con la que se conectará la demanda a la red es porque hay una gran discusión, obviamente, sobre el proceso por lotes y cuánto tiempo va a tomar pasar por el proceso de aprobación. Así que creo que hay un poco de una perspectiva en este momento sobre qué tan rápido va a llegar la demanda. Y creo que hacia la parte final de la década, no hay ninguna duda sobre qué tan rápido va a llegar la demanda. En nuestra gráfica, estamos mostrando de manera muy consistente este 5% a 6% de crecimiento compuesto en ERCOT. Pero creo que el mercado espera más que eso. Y lo que estamos diciendo es que ni siquiera creo que los forwards del mercado reflejen una demanda con crecimiento compuesto del 5% o 6%. Así que creo que hay una gran disparidad en las opiniones ahí fuera, porque el mercado tenía la expectativa de que iba a crecer mucho más rápido. Nosotros no. De hecho, hemos dicho que el mundo físico tarda mucho más en desarrollarse de lo que la gente podría imaginar, y creemos que se está cumpliendo. Así que creo que hay gente operando alrededor de eso. Nos sentimos muy sólidos con que el 5% a 6% es una buena tasa de crecimiento compuesto. También no creo en los 400 y tantos gigavatios de interconexión. Ya lo hemos dicho. Creemos que ERCOT está observando algo del orden de probablemente 30 a 40 gigavatios de crecimiento total para 2030. Creemos que entre 10 y 15 de eso probablemente son grandes centros de datos. Así que creo que simplemente hay mucha confusión ahí afuera porque hay mucha información que la gente está tratando de ordenar. Pero nos sentimos bien con la posición que tenemos en ERCOT. Creemos que será un mercado que seguirá fortaleciéndose con el tiempo. Y creo que como estamos en ambos lados, comercialización y generación, puede funcionar para nosotros en términos de durabilidad con el modelo integrado. Así que creo que solo tendremos que ver cómo se desarrolla esto, Constantine. Nos encantaría ver que la demanda se conecte un poco más rápido de lo que está. Pero este ritmo de avance es aproximadamente lo que esperábamos, y creemos que los forwards todavía mejorarían en realidad desde donde están, incluso si se mantiene el 5% al 6%. Operador: Nuestra siguiente pregunta es de Steve Fleishman de Wolfe Research. Steven Fleishman: Entonces, solo -- escuché el comentario de Kris sobre que la participación de los clientes es fuerte, tanto en lo nuclear como en el gas. Pero nosotros sí vimos que Constellation salió en el último mes o dos y habló de una pausa por parte de los clientes debido a la incertidumbre de RBP y también a la incertidumbre estructural, supongo, particularmente en PJM. Así que me interesa saber si han visto un cambio similar en el tono por parte de sus clientes. ¿O siguen viendo el mismo interés que han comentado en la última llamada? James Burke: Sí, Steve, soy Jim. Así que creo que es lógico que, con la cantidad de información que está circulando, la gente simplemente esté tratando de digerirla. Quiero decir, solo ayer, PJM publicó un documento de 70 páginas. Creo que es bastante útil para impulsar el debate sobre el diseño de mercado. Así que nuestros socios con los que estamos hablando, los clientes que ya tenemos y los que esperamos convertir en clientes, también buscan en nosotros información y orientación sobre cómo navegar esto. Porque estos acuerdos, y hemos mantenido durante varios años, son complicados. Llevan tiempo. Hemos dicho eso desde el principio, y yo creo que seguiríamos diciendo que. Y esto se convierte simplemente en otra variable de la que tenemos que hablar con ellos. Pero la demanda sigue llegando. Y la verdadera pregunta es: ¿cuándo habrá suficiente claridad sobre algunas de estas cuestiones para que se sientan seguros de que es el momento de avanzar? Y tienen preguntas reales, por ejemplo, en PJM: ¿cómo ayuda o no participar en un RBP en la velocidad de comercialización? ¿Entra en juego Connect and Manage? ¿Cómo se ve eso? Algunas de esas cosas son desconocidas, pero saben que no pueden esperar a tener claridad. Así que nuestras conversaciones van en paralelo. Son coherentes. El nivel de actividad se ha mantenido tan alto como lo hemos visto nunca. Así que no veo un cambio ahí. Todos querríamos claridad. Ellos quieren claridad, y nosotros vamos a hacer todo lo posible para obtenerla. Pero, Steve, creo que el ritmo de desarrollo en esto es el que esperábamos que fuera, y estamos cómodos con en qué punto está. Pero, desde la perspectiva de alguien de mercados competitivos, yo quiero que los mercados competitivos tengan la mayor oportunidad de atender a estos clientes como cualquiera. Así que estamos ansiosos por avanzar con cualquier y toda claridad. Y creo que así es como se sienten también los clientes. Pero el ritmo de desarrollo es el que esperábamos y sigue siendo fuerte. ¿Y Stacey, hay algo que te gustaría añadir? Stacey Dore: Siguiendo participando al mismo nivel que lo han estado haciendo. Y he dicho varias veces que hay incertidumbres, sin duda, en el frente regulatorio, que puedes negociar en torno a esas incertidumbres. Es solo una cuestión de asignar el riesgo. Y como dijo Jim, eso es solo otra variable que se incluye en la negociación. Pero, por supuesto, quieren entender cómo funcionarán todas estas reglas del camino. Y nos lo preguntan. Reciben nuestra postura sobre los obstáculos regulatorios y las reglas regulatorias, y lo trabajamos con ellos, tratando de ayudarlos a proponer soluciones que entreguen velocidad de potencia, que es lo que quieren. Y esas soluciones a veces pueden incluir cosas como potencia puente, por ejemplo, porque no están seguros de cuándo pueden conectarse. Así que lo que hemos estado defendiendo es que, mientras resolvemos las reglas del camino, realmente necesitamos lograr la conexión de la demanda lo más rápido posible porque esa es la mejor manera de entregar a los clientes, pero también para abordar el problema de la asequibilidad. Steven Fleishman: Okay. Genial. Y mi pregunta de seguimiento es sobre eso -- es en realidad sobre ese tema de la potencia puente. Creo que mencionaste que, en tus comentarios, hablaste de distributed gen faster time to power. ¿Podrías hablar de algunas de las opciones que están considerando para los clientes? James Burke: Claro, Steve. Entonces, sobre la potencia puente, las discusiones, obviamente, muestran que los clientes quieren tener energía lo más rápido posible. Así que la potencia puente se ha convertido en parte de la solución alternativa para estos clientes. Idealmente, a los clientes les gustaría una conexión a la red y que sea rápida.Quiero decir que ese es el punto de partida. Cuando no pueden lograr eso, entonces miran la vía del puente. Y, en última instancia, ese puente podría ser más largo en algunos casos, dependiendo de cuánto tarde en hacerse la conexión. La razón por la que pensamos que la co-ubicación tiene tanto sentido es que hay menos trabajo de transmisión involucrado, así que realmente podrías obtener la conexión rápidamente. Pero en el caso en el que decidan seguir el camino de energía del puente, estamos teniendo conversaciones con múltiples partes sobre la energía del puente, en última instancia, para llegar a la conexión a la red. Y eso requiere una variedad de tecnologías con las que estás familiarizado. Pero más de nuestras conversaciones se han inclinado hacia el uso de gas en estas soluciones de energía del puente. Y obviamente, es algo con lo que nos sentimos cómodos. Pero, en última instancia, los clientes buscan escalar. Y por eso se trata más de cómo empezar. Y creo que esto lleva a la pregunta anterior: el ritmo no se está desacelerando realmente. Lo que cambia es la forma en que las personas están intentando llegar al mercado. Han tenido que ser un poco más creativas. Y nosotros formamos parte de eso con ellos. Desearíamos que fuera más sencillo. Desearíamos que pudiera llegar realmente a la red existente porque, como hemos comentado, hay mucha capacidad de generación existente en el sistema. Solo necesitamos gestionar las horas de súper pico. Creo que eso se está reconociendo más, pero hay mucha generación en la red. Y es desafortunado que no podamos aprovecharla tan rápido como nos gustaría. Así que este puente formará parte de esa solución. Pero ojalá, en última instancia, tengamos todo esto conectado, y podamos apoyar al cliente de la manera más rentable posible. Operador: La siguiente pregunta viene de James West, de Melius Research. James West: Quería obtener un marco o pensar en cómo enmarcar las conversaciones que están teniendo con los hiperescalares de centros de datos. Y con todo lo de -- como ustedes han aludido varias veces, el tipo de ruido o la información en el sistema y en el entorno regulatorio, que está pasando por algunos cambios y también en su propio marco. Pero la velocidad hacia la energía sigue siendo lo más importante para los hiperescalares. Y entonces, ¿siguen estando dispuestos a ir a negociaciones bilaterales con ustedes? Y a medida que obtenemos algo de claridad, ¿van a contratar bien antes de lo que sería si fuera PJM en una subasta o en la planificación por lotes si es FERC? James Burke: Sí, James, voy a dejar que Stacey inicie esto. Stacey Dore: Sí. Gracias, James, por la pregunta. Sí, están dispuestos y están entablando conversaciones sobre contratos bilaterales incluso antes de que se aclaren las reglas para la compra de respaldo. Y solo volvería a lo que realmente es importante: que hablemos de elevar el nivel en la cola de interconexión, porque no se trata tanto -- es decir, ciertamente la falta de claridad sobre algunas de las reglas en PJM, como acabamos de comentar, está afectando las conversaciones. Pero lo que realmente quieren y lo que esos clientes -- lo que estos clientes comienzan es que quieren una conexión a la red y pueden contratar generación, tanto existente como nueva, para llevar su energía, pero aún tienen que realizar la conexión de carga. Y entonces, lo que realmente nos gustaría es que el enfoque esté en cómo empezar a elevar el nivel en estas colas de interconexión de carga y lograr que las empresas de servicios públicos, particularmente en PJM, donde controlan el proceso de interconexión de carga, conecten a estos clientes lo más rápido posible. Así que esas son las cosas en las que nos enfocamos, y ciertamente están hablando con nosotros sobre contratos bilaterales. Y pensamos que los contratos bilaterales es una buena forma de resolver los problemas en estos mercados porque aborda el tema de la asequibilidad. Aborda el tema de la adecuación de recursos y, especialmente, la co-ubicación con plantas existentes donde los clientes están reactivando la generación, como dijimos muchas veces, resuelve el problema del súper pico y aprovecha el exceso de capacidad que hay en la red hoy. James West: De acuerdo. Entendido. Eso es muy útil.Y luego mencionasteis — vosotros mencionasteis el cambio un poco hacia el gas natural. Me interesa, en vuestras conversaciones con los proveedores de gas, tanto en el segmento upstream como en los proveedores de midstream, si — tenemos el recurso. Sabemos que en Estados Unidos tenemos eso. Está muy claro. Pero, ¿hay infraestructura lista para proporcionar este aumento del gas natural? ¿O se está poniendo en marcha? James Burke: Sí. En términos generales, James, es como todo en este negocio: la ubicación importa. Pero en cuanto a la cantidad de suministro, sobra. Quiero decir — y creo que por eso estáis viendo algunos de los anuncios, no solo de nosotros, sino de otras partes, sobre dónde se están ampliando. Quiero decir, incluso nosotros poniendo capital para trabajar en West Texas, donde vemos que las unidades del Permian tienen una oportunidad real, igual que nuestro punto de colocación, tiene sentido ir a donde están los recursos. Así que sí, puede haber cierta infraestructura que necesite desarrollarse. Yo diría que es modesta, como en algunas de nuestras conversiones de carbón a gas, pero todo eso se tiene en cuenta en esto. Así que, como país, estamos bendecidos de tener los recursos de gas que tenemos. Creo que los clientes lo ven como una oportunidad real. Y obviamente, la velocidad a la potencia: el gas está disponible. Y en los lugares a los que queremos ir, puedes acceder incluso si necesita construirse alguna derivación (lateral), eso no es el mayor obstáculo. Para mí, es inteligente. En realidad está alineado con la velocidad y la asequibilidad. Y entonces, creo que, trabajando con nuestros socios de gas — y hemos tenido relaciones muy buenas a lo largo de los años y desarrollándolas como parte de este nuevo crecimiento de carga — están entusiasmados. Como ellos lo ven también como una oportunidad real. Y así creo que es una buena solución para el cliente. Operador: La siguiente pregunta viene de Moses Sutton de BNP Paribas. Moses Sutton: Quería pasar al proceso por lotes (batch) de ERCOT. Mencionasteis el número tipo de 30-40 para 2030; eso es aproximadamente un 5%, 6% de CAGR. Tenemos los mismos números tipo en nuestro propio modelo. ¿Esperas que todo o la mayor parte de eso se materialice en el batch 0? Parece un poco opaco que haya 145 gigavatios ahí. Y entonces, por debajo, ¿cuánta cantidad miraríais en términos de la clasificación de nonfirm y CLR? Y podríamos ver que Vistra tiene bastante peso en los procedimientos públicos allí. Así que cualquier detalle que podáis aportar sería muy útil en cuanto a cómo creéis que se desarrolla. James Burke: Sí. Moses, déjame empezar. Creo que parte del desafío aquí, y esto es algo positivo de los mercados competitivos, pero que también puede ser un desafío en mercados competitivos, es que el listón está realmente bajo para entrar en la cola de demanda (load queue) y también está bajo para entrar en la cola de generación (generation queue). Y los recursos para estudiar esto, tanto en las utilities como en ERCOT, finalmente hay una restricción. Y la pregunta ante nosotros, creo, es qué es realmente. Y estamos intentando dar una visión sobre qué es realmente. Desearíamos que el listón fuera más alto para ambas colas, pero particularmente ahora para la cola de demanda, porque creo que el riesgo que corremos es que se asignen a muchos proyectos algún nivel de transmisión, pero que no sean reales y no vayan a avanzar tan rápido como los proyectos que están listos y que son reales. He oído que el batch 0 podría ser tan grande como potencialmente incluso 100 gigavatios, ¿vale? Si pensamos en el número de 10 a 15 centros de datos adicionales entre 2025 y 2030, ni siquiera necesitas tanto batch 0. En realidad, necesitas lo que ya se ha permitido acelerar: se ha energizado, pero no está todavía en la capacidad total en términos de potencia máxima en este punto, más lo que está en base line, que podría ser de alrededor de 17 gigavatios. Así que el batch 0 podría prácticamente acabar convirtiéndose en algo por encima de todas las estimaciones que hemos proporcionado. Entonces — pero está recibiendo mucha atención porque la gente dice: ¿cómo vamos a atender a cientos, potencialmente entre 300 y 400 gigavatios de carga? Eso no es útil desde una perspectiva de política. Y si yo fuera un formulador de políticas (policymaker), me preocuparía si ese fuera el número. No se puede llegar a ese número con un gasto de CapEx de 3 a 4 billones de dólares (3 billones a 4 billones) por parte de los hyperscalers.No puedes llegar a ese número si todo vino a Texas. Y creemos que Texas va a recibir más de su parte justa, pero no todo va a llegar a Texas. Así que, en mi opinión y en lo que hemos estado intentando informar a los responsables de formular políticas, hemos estado impulsando que el mundo se simplifica si los compromisos para que sean reales se adelantan. Y todavía estamos abogando por eso. Y creo que eso aceleraría la carga que es real. Y también creo que abordaría algunas de estas preocupaciones sobre asequibilidad y confiabilidad. Así que ese cero es interesante. Veremos adónde llega. Pero la mayoría de los números: los números que estamos compartiendo contigo ni siquiera requieren realmente que mucho llegue a buen término como carga activada para 2030. Ahora bien, esperamos que ocurra, pero ya hay mucho que se está tramitando y que seguirá activándose. Moses Sutton: Increíblemente útil. Y supongo que algunas de las preguntas paralelas sobre PJM, con los comentarios de detrás del contador que mencionaste: ¿qué tan grande crees que puede ser realmente? Mencionaste connect and manage. ¿Crees que la mayoría va encaminada en esa dirección? ¿Va a ser más una historia de Ohio, de Virginia? ¿Qué ideas puedes compartir sobre connect and manage más allá del nivel general? James Burke: Sí. En realidad, has hecho eso, y probablemente deberíamos tener una conversación más amplia fuera de línea, Moses, porque creo que el documento de política de ayer, que mencioné ya, me pareció increíblemente útil. Eleva el nivel del debate hasta donde creo que finalmente deberíamos llegar: que diferentes productos probablemente tendrán atributos distintos. Algunos productos podrían ser firmes desde el punto de vista de la capacidad. Algunos quizá no lo sean. Eso podría ser un producto más barato. Podría ser uno que te conecte antes. Y al final eso es una elección del cliente. Y donde me gustaría ver que avance la conversación es donde las entidades que atienden la carga, como Vistra, en realidad están viendo esto como productos que ofrecen a sus clientes y los clientes optan por el producto que brinda los atributos que buscan: eso podría cubrir la capacidad, eso podría cubrir la energía. Me doy cuenta de que estoy avanzando esa discusión pasando de un documento blanco a una recomendación. Pero creo que donde ahora tenemos problemas es que hay un órgano central que intenta tomar decisiones de producto para todos y dónde fijar ese listón. Y creo que los hyperscalers están aprendiendo las oportunidades de ser flexibles. Has visto que algunos hyperscalers se inclinan por eso con muchos anuncios públicos. Nosotros participamos en anuncios con Emerald AI sobre sus herramientas para ser más flexibles, y están haciendo algunos pilotos en Silicon Valley con NVIDIA, que creo que será muy interesante como demostración de esa capacidad. Así que sí creo que, al observar los intercambios, el mundo está empezando a aceptar cierto nivel de flexibilidad para conseguir velocidad. ¿Qué tan pronto se materializa? No puedo decirlo ni a qué precio, porque la pregunta es dónde despeja un RVP y qué cuesta ser firme versus potencialmente ser connect and manage. No creo que tengamos esos detalles todavía. Creo que es algo en lo que estamos muy activos. Pero creo que aún es demasiado pronto para darlo por hecho. Y creo que los clientes, porque tienen opciones sobre adónde ir, pueden decidir en qué mercados ir, en qué estados, obviamente, ir. Los atendemos a muchos de ellos. Así que esperamos atenderlos en uno de nuestros mercados. Pero no creo que podamos darte una predicción sobre cuánto sería flexible y cuánto sería firme. Y Stacey, siéntete libre de dar cualquier comentario al respecto. Stacey Dore: Sí. Gracias, Jim. Solo agregaría que, como Jim señaló, los clientes están dispuestos a ser flexibles. Y en algunos sentidos, las reglas, especialmente en PJM, en realidad necesitan ponerse al día con el cliente, porque los clientes solo quieren saber cuáles son esas reglas para poder tomar decisiones sobre si traen de vuelta la generación de respaldo, cuánta traen y cuándo tendrán que activarlo. Y entonces Connect and Manage, como ejemplo, está atrasado desde el punto de vista del proceso respecto a la contratación de respaldo.Y lo que, creo, PJM está escuchando de los clientes y otras partes interesadas, y que ellos están reconociendo en las reuniones con las partes interesadas, es que esas dos cosas deben ir juntas: la contratación del “backstop” y Connect and Manage, porque los clientes tomarán decisiones sobre cuánta generación contratan cuando entiendan lo que significa para sus criterios de flexibilidad. Y creo que PJM está intentando ser receptivo a eso y potencialmente acelerando alguna tramitación normativa de Connect and Manage, pero veremos cómo se desarrolla. En ERCOT, por ejemplo, estamos empezando a obtener más claridad sobre cuáles son las reglas de flexibilidad. Algunas de los acuerdos de medición neta que se han aprobado ya han establecido algunas de esas reglas. Y así, a medida que se establecen las reglas, creo que los clientes, en el sentido de la observación de Jim, adoptarán los productos que se ajusten a cuál es la disponibilidad de esos productos. Y entonces pienso que, de alguna manera, el proceso regulatorio realmente tiene que ponerse al día con la disposición del cliente a ser flexible para que puedan conectarse. Pero, de nuevo, es como que estamos quizá dando vueltas sobre lo mismo. Pero, de nuevo, se remite a: ¿pueden conectarse y cuándo? Y si pueden, creo que verás que serán muy creativos con estas soluciones de flexibilidad. Operador: La siguiente pregunta es de David Arcaro de Morgan Stanley. David Arcaro: Me preguntaba si podrían comentar sobre cuál es la conversación sobre contratar el resto de nuestra flota nuclear, versus potencialmente avanzar más con las plantas de gas? James Burke: Claro. David, podemos contar contigo para esa pregunta. Así que lo agradecemos. Voy a dejar que Stacey comente. Gracias, David. Stacey Dore: Gracias, David, por la pregunta. Seguimos teniendo conversaciones sobre ambas. No voy a entrar en cuál vendrá primero ni en predicciones sobre fechas porque, como hemos dicho antes, estas son discusiones complejas. Son impulsadas por los clientes. Y seguimos avanzando, y nos sentimos muy bien con cuál es nuestro conjunto de oportunidades en todo nuestro portafolio, tanto de gas, nuclear y también opciones de nueva construcción. David Arcaro: Entendido. De acuerdo. Y luego quizá mirando la Diapositiva 7, veo que aquí destacan de forma más explícita oportunidades de desarrollo en plantas de gas y carbón, las nuevas plantas de gas que mencionaron allí. Solo por curiosidad, ¿ustedes de alguna manera están moviéndose intencionalmente hacia una estrategia de nueva construcción, o están mirando más las ofertas híbridas, combinando nuevos megavatios y generación existente mientras avanzan con estas conversaciones de contratación? James Burke: Sí, David, eso es realmente impulsado por el cliente. Creo que parte de lo que hemos visto que ocurre en los últimos 2 años —como hemos hablado— es que los clientes entraron con un conjunto de lo que yo llamo preferencias y luego esas evolucionaron a necesidades mientras trataban de entender cuál era el “arte de lo posible”. Creo que eso sigue pasando. Y por eso es que bridge power, que surgió en una de las preguntas anteriores, esta discusión hace 2 años no era sobre bridge power. y de alguna manera ha evolucionado hacia bridge power como ejemplo. Creo que la colocación en sitio (colocation) fue una idea temprana, luego la gente está tratando de entender cómo funcionan las tarifas. Creo que la colocación en sitio volverá a entrar en el panorama con lo nuevo y lo existente. Así que no lo vería como que haya un cambio de estrategia. Lo que estamos haciendo es, más bien, satisfacer las necesidades del cliente a medida que las necesidades del cliente se adaptan, y son diferentes entre los hiperescaladores o incluso diferentes en distintas geografías. Creo que estos 4.500 megavatios fueron tanto un recordatorio para nosotros como un recordatorio para el mercado de que estamos desarrollando una cantidad considerable de activos, pero no porque hayamos empezado con la intención de: “vamos a desarrollar muchos activos”. Tenemos que administrar el capital de los accionistas. Y si la administración adecuada de ese capital no es para hacer este tipo de proyectos, entonces vamos a tomar la decisión correcta. Y creo que Kris puede hablar con más detalle sobre cómo pensamos eso. Pero queremos satisfacer las necesidades de los clientes y podemos hacerlo y obtener los retornos adecuados para los accionistas.Eso es una situación en la que todos ganan: hacer crecer nuestro negocio, satisfacer las necesidades de los clientes y devolver capital a los accionistas. Así que no diría que tengamos algún compromiso con un oleoducto, ni un compromiso de construir cierta cantidad de megavatios como tema general, porque creo que eso puede resultar limitante en términos de oportunidades de mercado. Y hemos sido oportunistas. Creo que hemos demostrado eso, y también hemos sido disciplinados. Así que me veo manteniéndonos en eso. Operador: Nuestra siguiente pregunta es de Bill Appicelli, de UBS. William Appicelli: Solo volviendo a algunos de los comentarios que ustedes hicieron antes sobre ERCOT y las curvas forward. Hablaron del crecimiento incremental de la demanda de carga que ven durante los próximos varios años. Quiero decir, ¿qué cree que está impulsando ese tipo de fijación errónea de precios que ven en la curva? ¿Es solo falta de convicción ante toda la confusión que hay? Quiero decir, ¿cuánto potencial al alza ven solo en función de su pronóstico de carga? James Burke: Sí. Voy a empezar, y voy a pedirle a Shawn Stuckey que intervenga. Creo que hay un par de factores. Uno es que, en mi opinión, la gente está intentando hacerse una idea de cuál es un pronóstico de carga justo por las razones de las que hablamos antes en la llamada, y también por la cantidad de debate sobre el tamaño de esos lotes y cuándo van a obtener las aprobaciones para conectarse a la carga. Nuevamente, no creo que eso esté impulsando realmente la visión que tenemos sobre el pronóstico de carga en el corto plazo, y creemos que las curvas forward no reflejan ni siquiera nuestra visión de un pronóstico de carga. Sí creo que la cantidad de baterías que han entrado en el mercado durante los últimos 3 años ha devuelto prácticamente nada a los propietarios de esas baterías. Y creo que las baterías terminarán ajustándose en algún momento porque, como sabemos, la mayoría de ellas son del tipo de 1 a 2 horas. Entonces, cuando llegue al sistema la carga con un factor de carga más alto, no está diseñada para atender ese perfil de cliente de factor de carga alto. Pero las baterías han sido un aumento material en la oferta. Y cuando tienes un entorno de baja volatilidad porque el clima no ha sido tan fuerte, no has visto que las liquidaciones sean muy altas. Así que creo que eso forma parte de este panorama que estamos viendo y, en particular, desde 2023, cuando viste el pico en los precios reales en tiempo real de agosto '23. Y desde entonces no hemos visto ese nivel. Aunque la carga subyacente está creciendo, el pico no ha crecido tan rápido. Entonces, Shawn, me encantaría escuchar tus comentarios si hay algo sobre cómo eso se ha ido reflejando en los forwards y sobre cualquier cosa que estés viendo como factores que podrían seguir. Shawn Stuckey: Sí. Gracias, Jim. Así que lo que yo añadiría a eso es que este es un tema recurrente que hemos visto en el mercado de ERCOT a lo largo de los años. Los mercados de futuros, de hecho, operan con un intercambio entre clima de corto plazo y precios de corto plazo. Así que las expectativas de crecimiento de la carga en el futuro son, obviamente, un factor impulsor significativo. Pero hemos visto una y otra vez que el clima existente en efectivo realmente impulsa los forwards. Y creo que si miras lo que pasó alrededor del 14 de abril y el 15 de abril, ocurrieron dos cosas. ERCOT publicó su pronóstico de carga a largo plazo. Creo que la gente miró algunos de los números que había ahí y empezó a despertarse y, digamos, a pensar en la posibilidad de qué era realista y qué no lo era en esas expectativas de crecimiento de la carga. Y también hubo algo de calor que apareció a finales de abril. Sí vimos algo de calor. Sí vimos precios. Y has visto que los forwards han respondido en consecuencia. Viste que tanto los precios de verano como los de invierno subieron de forma bastante material. Y creo que ese ha sido un tema recurrente con el tiempo, y esperamos que continúe. Así que creo que es, digamos, más de lo mismo. William Appicelli: Okay. Eso es muy útil. Y luego, una sola pregunta de seguimiento. Cuando ustedes hablan sobre el gas bridge power, quiero decir, ¿son normalmente derivados aeroespaciales? ¿Es eso lo que están buscando? James Burke: Bill, no hemos sido tecnología. En realidad, estamos hablando con varios OEM sobre diferentes tecnologías y algunos clientes tienen diferentes preferencias por la tecnología. Así que, a menos que Stacey tenga una visión diferente, con base en las discusiones en las que estoy con Stacey y su equipo, vemos que están llegando todas las variedades, y en cierto modo depende de la disponibilidad, el costo y las preferencias del cliente. Stacey Dore: Sí, estoy de acuerdo, Jim. Esa es, de hecho, una ventaja que tiene Vistra: estamos impulsados por lo que el cliente necesita. No estamos comprometidos con una tecnología u otra. Así, en función de cuáles sean sus necesidades, podemos ayudarlos a identificar qué está disponible y qué serviría mejor para sus necesidades, y eso puede implicar una variedad de diferentes tipos de OEM y tecnologías. Operador: Nuestra siguiente pregunta es de Julien Dumoulin-Smith de Jefferies LLC. Julien Dumoulin-Smith: Quizá para hablar en un término o permutación un poco diferente aquí. ¿Podrían hablar sobre cómo pensar en la cobertura de capacidad? Vimos que uno de sus competidores más pequeños presentó un acuerdo de capacidad a 12 años aquí. ¿Podrían hablar sobre cómo lo piensan para cubrirse a plazo de manera comparable, en términos de algún MISO o exportaciones de MISO a plazo, de una manera que pudiera evitar la adicionalidad? Y, por separado, ¿alguna capacidad de conseguir contratos a plazo en PJM por capacidad? ¿Cómo piensan sobre esa oportunidad aquí? Y luego tengo un seguimiento rápido. James Burke: Claro. Entonces, Julien, solo para asegurarme de entender su pregunta. Quiero decir, nuestros acuerdos que hemos anunciado incluyen capacidad como parte de la estructura. Obviamente, hay diferentes maneras en las que podemos contratar. Pero, como analizamos lo que ya hemos anunciado, con Meta como ejemplo, estábamos contratando capacidad y energía. Así que solo quiero asegurarme de entender su pregunta. ¿Era a la luz de todo... Julien Dumoulin-Smith: Sí, de forma incremental, ¿verdad? James Burke: Sí, de forma incremental. Julien Dumoulin-Smith: En esta época, si no puedes—si es más difícil conseguir un contrato de energía y capacidad—¿cómo piensas simplemente en cubrir la capacidad, ¿cierto? Entiendo lo que dice. De hecho, sus comentarios anteriores eran muy claros al decir que, por lo visto, están manteniendo la extensión a partir de '28 cuando se trata de su cobertura de energía. Y entonces, especialmente dado lo que hacen sus pares al cubrir su capacidad, estoy tratando de separar cómo piensan sobre los distintos atributos que pueden monetizar y, sobre todo, teniendo en cuenta que uno de sus pares logró este contrato de capacidad de larga duración, MISO, ustedes orientados en gran medida hacia el Midwest en algunos aspectos: ¿hay alguna capacidad de apoyarse en ese lado? James Burke: Sí. Entonces, la flota de MISO, como saben, ha estado pasando por una transición. Ese es uno de los mercados que atendemos que tiene una flota basada en carbón. Y hay mucho en esa pregunta, Julien, porque hay mucha superposición entre lo que está pasando con las políticas federales y, obviamente, con las políticas estatales. Yo ampliaría un poco la pregunta para decir que esos son excelentes sitios y oportunidades para nosotros para hacer cosas con partes que tal vez no tengan activos porque, en realidad, los activos existentes tienen una vida útil. Hay un debate sobre cuánta vida útil queda, pero no es lo mismo que la flota nuclear. Así que creo que vas a ver que las oportunidades de desarrollo se materializarán para nosotros. Y como señalamos en nuestras diapositivas, tenemos cientos de miles de acres y 70 sitios, pero aun así todo seguirá siendo impulsado por el cliente. En este momento no veo MISO como un activo que ya está ahí; como para decir, puedo ir a conseguir un contrato de 12 años a partir de él. No sé si eso sería la combinación adecuada para ese tipo de activo. Pero sí creo que esos sitios tienen una oportunidad real para que hagamos cosas para clientes que probablemente serán un poco más orgánicas y que tomarán en consideración la reconversión del sitio. Julien Dumoulin-Smith: Y Jim, ya que lo planteas de esa manera, es decir, ustedes han sido bastante fundamentales en Illinois al hablar sobre almacenamiento.No te he oído hablar mucho sobre eso hoy en el contexto de la capacidad adicional. ¿Cómo piensas en liderar el impulso en ese frente, ya sea en Illinois en respuesta tanto al plan de respaldo y/o a los mandatos estatales o, francamente, en todo el ámbito? Quiero decir, complementándolo con almacenamiento, parece una conversación especialmente propicia para ustedes, pero aquí hoy no lo han destacado, en particular. James Burke: Sí. Bueno, probablemente sea porque, Julien, la forma en que, de nuevo, pensamos en nuestro negocio es que empezamos con un cliente: ¿qué necesita el cliente? Las baterías tienen diferentes papeles que desempeñar. Obviamente, las baterías en sitios que podrían respaldar centros de datos tienen un papel distinto al de simplemente colocar una batería mayorista en el sistema y esperar que reciba un pago de capacidad justo y quizá una chispa o algún tipo de diferencial. Y hemos visto que en ERCOT, esa ha sido una propuesta difícil. Así que, cuando miras el costo de estas baterías, no ha bajado tanto en precio como la gente podría pensar. Obviamente, hay retos de ITC si no son de origen más doméstico. Pero, según nuestras cuentas, no vemos que las baterías, en sí mismas, tengan una oportunidad de IRR mejor que algunas de las otras opciones despachables. Pero, de nuevo, vamos a ser guiados por el cliente en la manera en que pensamos esto. Así que habrá clientes que prefieran baterías. Si eso forma parte de la adicionalidad para ellos, es importante. Si los operadores de la red dan crédito por eso mediante un ELCC o si eso ayuda con el requisito de flexibilidad que puedan tener como parte de su rampa de demanda, entonces las baterías entrarán en juego. Pero te diría que, simplemente, la estrategia de batería como producto mayorista en el mercado: yo diría que tiene retornos debatibles, a menos que puedas conseguir un contrato realmente largo con un offtaker para ello y reducir tu exposición al mercado. Operador: Esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Me gustaría devolver la conferencia a Jim Burke para cualquier comentario final. James Burke: Sí. Solo quiero dar las gracias a todos por unirse. Creo que se puede ver, por esta llamada, que es un momento muy activo, pero también es increíblemente emocionante para Vistra. Y les daremos actualizaciones a medida que sigamos ejecutando esta estrategia. También es un momento importante para todos nosotros en la industria. Y pienso que se está produciendo mucha discusión de políticas, y Vistra hará su parte para asegurarse de que estemos dentro de eso y de que entreguemos de manera confiable y asequible. Quiero agradecer a nuestro equipo por su servicio a nuestros clientes y a nuestras comunidades. Y quiero agradecer a nuestros accionistas por su interés en Vistra, y esperamos verlos en persona pronto. Que tengan un excelente resto de su día. Operador: La conferencia ya ha concluido. Gracias por asistir a la presentación de hoy. Ahora puede desconectarse.