Transcription de l'appel des résultats de Valero Energy Corp (VLO) T1 2020

Transcription de l'appel des résultats de Valero Energy Corp (VLO) T1 2020

Source de l'image: The Motley Fool.

Valero Energy Corp (NYSE: VLO) Call of Earnings Q1 2020 29 avril 2020, 10h00 HE

Contenu:

  • Remarques préparées
  • Questions et réponses
  • Appeler les participants
  • Remarques préparées:

    Opérateur

    Mesdames et messieurs, merci de votre présence et bienvenue à l'appel de résultats du premier trimestre 2020 de Valero Energy Corporation. À l'heure actuelle, tous les participants sont en mode d'écoute uniquement. Après la présentation du conférencier, il y aura une séance de questions-réponses. [Operator Instructions] Je voudrais maintenant remettre la conférence à votre conférencier, M. Homer Bhullar, vice-président des relations avec les investisseurs. Allez-y, monsieur.

    Homer Bhullar – Vice-président des relations avec les investisseurs

    Bonjour à tous et bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du premier trimestre 2020 de Valero Energy Corporation. Je suis accompagné aujourd'hui de Joe Gorder, notre président et chef de la direction; Lane Riggs, notre président et chef de l'exploitation; Donna Titzman, notre vice-présidente exécutive et directrice financière; Jason Fraser, notre vice-président exécutif et avocat général; Gary Simmons, notre vice-président exécutif et directeur commercial et plusieurs autres membres de l'équipe de direction de Valero. Si vous n'avez pas reçu le communiqué sur les résultats et que vous souhaitez en obtenir un exemplaire, vous pouvez en trouver un sur notre site Web à valero.com. Des tableaux qui fournissent des informations financières supplémentaires sur nos secteurs d'activité sont également joints au communiqué de presse. Si vous avez des questions après avoir examiné ces tableaux, n'hésitez pas à contacter notre équipe des relations avec les investisseurs après l'appel.

    Je voudrais maintenant attirer votre attention sur la clause de non-responsabilité concernant les déclarations prospectives contenue dans le communiqué de presse. En résumé, il indique que les déclarations dans le communiqué de presse et sur cette conférence téléphonique qui indiquent les attentes ou les prédictions de la société ou de la direction de l'avenir sont des déclarations prospectives destinées à être couvertes par les dispositions Safe Harbor en vertu des lois fédérales sur les valeurs mobilières. De nombreux facteurs pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent de nos attentes, y compris ceux que nous avons décrits dans nos documents déposés auprès de la SEC. Je cède maintenant la parole à Joe pour ses remarques liminaires.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Merci, Homer et bonjour à tous. Eh bien, nous avons tous connu un début d'année très difficile qui a eu un impact significatif sur nos familles, nos communautés et nos entreprises du monde entier provoquées par la pandémie de COVID-19. L'effondrement de l'activité économique qui a suivi en raison des commandes à domicile et des restrictions de voyage a fait baisser la demande pour nos produits, en particulier l'essence et le carburéacteur. Malgré ces défis extraordinaires, nous avons la chance de pouvoir continuer à soutenir nos partenaires et organisations communautaires de première ligne qui aident les personnes les plus dans le besoin en réponse à la pandémie de COVID-19. Dans tout le pays, nous voyons des voisins et des étrangers s'aider mutuellement et faire preuve d'une véritable gentillesse humaine. Dans cet esprit, nos opérations d'éthanol ont produit un désinfectant pour les mains pour la distribution aux hôpitaux, aux intervenants d'urgence et à d'autres organisations et je suis fier de nos employés pour leur innovation et leurs efforts pour rendre cela possible.

    Valero est entré dans ce ralentissement économique en position de force et notre équipe a été minutieuse, décisive et rapide dans sa réponse opérationnelle et financière à l'environnement actuel. Sur le plan opérationnel, nous avons ajusté les taux de débit dans nos raffineries pour mieux adapter l'offre de produits à la demande afin de garantir que notre chaîne d'approvisionnement ne devienne pas physiquement irréalisable. Nous avons également temporairement mis un certain nombre de nos usines d'éthanol au ralenti et réduit la quantité de matière première de maïs transformée dans les autres usines pour répondre à la baisse de la demande d'éthanol.

    Financièrement, nous restons bien capitalisés. Nous avons commencé l'année avec un solide solde de trésorerie. En raison de l'incertitude sur les marchés et des taux attractifs dont nous disposons, nous avons pensé qu'il serait prudent de renforcer davantage notre situation financière. Nous avons conclu une nouvelle facilité de crédit renouvelable de 875 millions de dollars, qui reste inutilisée et nous avons levé 1,5 milliard de dollars de dette pour des liquidités supplémentaires. Nous avons également suspendu temporairement les rachats à la mi-mars. De plus, nous avons décidé de différer environ 100 millions de dollars en paiements d'impôts dus au premier trimestre ainsi qu'environ 400 millions de dollars en projets d'immobilisations pour l'année, y compris le ralentissement des projets de Port Arthur Coker et de Pembroke Cogen, ce qui repousse leur achèvement mécanique de six à neuf mois.

    Cela dit, nous continuons de progresser sur plusieurs de nos projets stratégiques. Nous avons achevé le projet de terminal de Pasadena, qui élargit notre portefeuille logistique de produits, augmente notre capacité de mélange de biocarburants et améliore la flexibilité des exportations; et l'unité d'alkylation de St. Charles reste sur la bonne voie pour être achevée en 2020, et nous continuons de faire des progrès sur l'expansion de Diamond Pipeline et le projet Diamond Green Diesel, qui devraient tous deux être achevés en 2021, sous réserve de COVID-19 retards liés. La coentreprise Diamond Green Diesel continue également de progresser dans l'examen technique avancé d'une nouvelle usine potentielle de diesel renouvelable à notre usine de Port Arthur, au Texas.

    Les mesures que nous avons prises sont donc conformes au cadre de répartition du capital que nous avons en place depuis plusieurs années. Nous continuons d'accorder la priorité à notre cote de crédit de première qualité et à nos utilisations non discrétionnaires du capital, y compris le maintien des dépenses en capital et de notre dividende, et vous devriez continuer de vous attendre à ce que les flux de trésorerie discrétionnaires supplémentaires concurrencent les autres utilisations discrétionnaires, principalement le capital de croissance organique et les rachats. Notre cadre nous a bien servi et nous continuerons d'y adhérer à l'avenir.

    En terminant, la santé, la sécurité et le bien-être de nos employés et des collectivités où nous exerçons nos activités demeurent parmi nos principales priorités. Notre gestion prudente des opérations nous a permis de survivre à un arrêt mondial comme celui-ci sans licenciements et bien qu'une énorme incertitude demeure dans un avenir proche, notre flexibilité opérationnelle et financière nous permet de naviguer dans l'environnement macroéconomique difficile d'aujourd'hui. Notre empreinte avantageuse avec la flexibilité de traiter une large gamme de matières premières couplée à une concentration constante sur l'excellence opérationnelle et un engagement démontré envers les positions des actionnaires, nos actifs ainsi que notre pays et le monde retrouvent un mode de vie plus normal. Donc, avec cet Homère, je vous rendrai l'appel.

    Homer Bhullar – Vice-président des relations avec les investisseurs

    Merci, Joe. Pour le premier trimestre de 2020, la perte nette attribuable aux actionnaires de Valero était de 1,9 milliard de dollars ou 4,54 $ par action, comparativement à un bénéfice net de 141 millions de dollars ou 0,34 $ par action pour le premier trimestre de 2019. Le bénéfice net ajusté attribuable aux actionnaires de Valero au premier trimestre de 2020 était 140 millions de dollars ou 0,34 $ par action, contre 181 millions de dollars ou 0,43 $ par action pour le premier trimestre de 2019. Les résultats ajustés du premier trimestre 2020 excluent une baisse des impôts ou des coûts du marché ou un ajustement de l'évaluation des stocks de LCM d'environ 2 milliards de dollars. Pour les rapprochements des montants réels et ajustés, veuillez vous référer aux tableaux financiers qui accompagnent ce communiqué.

    Le secteur du raffinage a généré une perte d'exploitation de 2,1 milliards de dollars au premier trimestre de 2020, comparativement à 479 millions de dollars de bénéfice d'exploitation au premier trimestre de 2019. Le bénéfice d'exploitation ajusté du premier trimestre de 2020 pour le secteur du raffinage, qui exclut l'ajustement de l'évaluation des stocks de LCM, a été 329 millions de dollars. Les résultats du premier trimestre 2020 ont été affectés par les faibles marges de produits liées à la pandémie de COVID-19 et la baisse rapide des prix du brut. Les volumes de raffinage en moyenne de 2,8 millions de barils par jour, ce qui était conforme au premier trimestre de 2019. L'utilisation de la capacité de débit était de 90% au premier trimestre de 2020. Les dépenses d'exploitation en espèces de raffinage de 3,87 $ par baril étaient de 0,28 $ par baril de moins que le premier trimestre de 2019 principalement en raison de la baisse des prix du gaz naturel.

    Le bénéfice d'exploitation pour le segment diesel renouvelable s'est élevé à 198 millions de dollars au premier trimestre de 2020, comparativement à 49 millions de dollars au premier trimestre de 2019. Après ajustement pour le crédit d'impôt rétroactif pour les mélangeurs, le bénéfice d'exploitation ajusté pour le diesel renouvelable était de 121 millions de dollars au premier trimestre de 2019 L'augmentation du résultat d'exploitation est principalement due à l'augmentation des volumes de vente. Les volumes de ventes de diesel renouvelable ont atteint en moyenne 867 000 gallons par jour au premier trimestre 2020, soit une augmentation de 77 000 gallons par jour par rapport au premier trimestre 2019.

    Le segment éthanol a généré une perte d'exploitation de 197 millions de dollars au premier trimestre de 2020, comparativement à 3 millions de dollars de bénéfice d'exploitation au premier trimestre de 2019. La perte d'exploitation ajustée du premier trimestre de 2020, qui exclut l'ajustement de l'évaluation des stocks de LCM, était de 69 millions de dollars. . La diminution par rapport au premier trimestre de 2019 est principalement attribuable à la baisse des marges résultant de la baisse des prix de l'éthanol et des prix du maïs. Les volumes de production d'éthanol ont atteint en moyenne 4,1 millions de gallons par jour au premier trimestre 2020.

    Pour le premier trimestre de 2020, les frais généraux et administratifs se sont élevés à 177 millions de dollars et les intérêts débiteurs nets à 125 millions de dollars. La dotation aux amortissements était de 582 millions de dollars et la réduction d'impôt sur les bénéfices de 616 millions de dollars au premier trimestre de 2020. Le taux d'imposition effectif était de 26%, ce qui a été affecté par une perte nette d'exploitation nette d'impôt fédéral américain qui peut être reportée aux années précédentes. à décembre 2017 promulgation de la réforme fiscale aux États-Unis La trésorerie nette utilisée dans les activités opérationnelles était de 49 millions de dollars au premier trimestre 2020. Hors impact défavorable de la variation du fonds de roulement de 1,1 milliard de dollars ainsi que la part de 50% de notre partenaire La trésorerie nette de Diamond Green Diesel provenant des activités d'exploitation, à l'exclusion des variations de son fonds de roulement, la trésorerie nette ajustée des activités d'exploitation s'est élevée à 954 millions de dollars.

    En ce qui concerne les activités d'investissement, nous avons effectué 705 millions de dollars d'investissements en capital au premier trimestre de 2020, dont environ 468 millions de dollars pour soutenir l'entreprise, y compris les coûts de redressement, les catalyseurs et la conformité réglementaire. Environ 237 millions de dollars du total ont été consacrés à la croissance de l'entreprise. En excluant la part de 50% de notre partenaire dans les investissements en capital de Diamond Green Diesel, les investissements en capital de Valero étaient d'environ 666 millions de dollars.

    Pour ce qui est des activités de financement, nous avons remis 548 millions de dollars à nos actionnaires au premier trimestre de 2020. 401 millions de dollars ont été versés sous forme de dividendes, le solde servant à acheter 2,1 millions d'actions ordinaires de Valero. Le ratio de distribution total était de 57% de la trésorerie nette ajustée fournie par les activités d'exploitation. Au 31 mars, il nous restait environ 1,4 milliard de dollars d'autorisation de rachat d'actions. Et la semaine dernière, notre conseil d'administration a approuvé un dividende trimestriel de 0,98 $ par action, démontrant ainsi notre solide situation financière et notre engagement à restituer des liquidités à nos investisseurs.

    En ce qui concerne notre bilan à la fin du trimestre, le total de la dette et des contrats de location-financement s'élevait à 11,5 milliards de dollars et la trésorerie et équivalents de trésorerie à 1,5 milliard de dollars. Notre ratio dette / capitalisation, déduction faite de la trésorerie et des équivalents de trésorerie, était de 34%. En avril, nous avons conclu une facilité de crédit renouvelable de 875 millions de dollars d'une durée de 364 jours, qui reste inutilisée. En incluant cette facilité de crédit, nous avions plus de 5 milliards de dollars de capacité d'emprunt disponible.

    Pour ce qui est des prévisions, nous prévoyons maintenant que les investissements en immobilisations annuels pour 2020 seront d'environ 2,1 milliards de dollars, ce qui reflète une réduction de 400 millions de dollars par rapport à nos prévisions antérieures. Les 2,1 milliards de dollars comprennent les dépenses pour les redressements, les catalyseurs et les investissements en coentreprise. Pour modéliser nos activités du deuxième trimestre, nous nous attendons à ce que les volumes de débit de raffinage se situent dans les fourchettes suivantes: côte du golfe du Mexique à 1,325 million de barils par jour à 1,375 million de barils par jour; Mid-Continent américain à 315 000 barils par jour à 335 000 barils par jour; Côte ouest des États-Unis: 215 000 barils par jour à 235 000 barils par jour; et l'Atlantique Nord à 315 000 barils par jour à 335 000 barils par jour. Nous prévoyons que les frais d'exploitation de raffinage au deuxième trimestre seront d'environ 4,50 $ le baril.

    Notre segment de l'éthanol devrait produire un total de 2 millions de gallons par jour au deuxième trimestre. Les dépenses d'exploitation devraient s'établir en moyenne à 0,49 $ par gallon, ce qui comprend 0,12 $ par gallon pour les coûts non monétaires tels que la dépréciation et l'amortissement. En ce qui concerne le segment du diesel renouvelable, nous prévoyons que les volumes de ventes seront de 750 000 gallons par jour en 2020. Les dépenses d'exploitation en 2020 devraient être de 0,50 $ par gallon, ce qui comprend 0,20 $ par gallon pour les coûts non monétaires tels que la dépréciation et l'amortissement. Pour le deuxième trimestre, les charges d'intérêts nettes devraient être d'environ 145 millions de dollars et la dotation aux amortissements totale devrait être d'environ 580 millions de dollars. Pour 2020, nous prévoyons que les frais généraux et administratifs, excluant l'amortissement des sociétés, seront d'environ 825 millions de dollars et nous prévoyons toujours que les frais de RIN pour l'exercice se situeront entre 300 millions et 400 millions de dollars.

    Enfin, en raison de l'impact des dispositions fiscales avantageuses de la loi CARES ainsi que de la pandémie de COVID-19 et de son impact sur nos activités, de petits changements d'hypothèses donnent un large éventail de résultats, ce qui se traduit par un faible degré de confiance dans toute estimation de le taux d'imposition effectif. Donc, à ce stade, nous ne fournissons aucune orientation à ce sujet. Cela conclut nos remarques liminaires. Avant d'ouvrir l'appel aux questions, nous demandons à nouveau respectueusement que les appelants adhèrent à notre protocole de limiter chaque tour dans le Q & A à deux questions. Si vous avez plus de deux questions, veuillez rejoindre la file d'attente si le temps le permet. Cela nous aide à nous assurer que les autres appelants ont le temps de poser leurs questions.

    Questions et réponses:

    Opérateur

    Je vous remercie. [Operator Instructions] Notre première question viendra de Doug Terreson avec Evercore ISI. Allez-y.

    Doug Terreson – Evercore ISI – Analyste

    Bon matin tout le monde.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Bonjour Doug.

    Doug Terreson – Evercore ISI – Analyste

    Donc, l'approvisionnement mondial en produits raffinés suivant en réponse à la baisse de la demande que nous constatons, était-ce des usines plus compétitives réduisant probablement la production moins que les autres et sur ce point, je voulais avoir votre avis sur le bassin de l'Atlantique et les niveaux de stockage mondiaux, si vous pensez que nous approchons de la capacité et si oui, quand pourrions-nous y arriver? Donc, juste une couleur fondamentale sur ces marchés, si vous en avez. Et deuxièmement, parce que les raffineries sont complètement fermées, elles sont souvent confrontées à des défis lorsqu'elles redémarrent, si elles redémarrent. Je veux voir si vous définissez en quelque sorte les avantages et les inconvénients pour nous de ces décisions et si les nouvelles spécifications de carburant pourraient affecter les redémarrages dans le scénario actuel. Les questions portent donc sur les fondamentaux du marché et les résultats potentiels en termes de capacité.

    Gary Simmons – Vice-président exécutif et directeur commercial

    D'accord, Doug. Voici Gary. Oui, sur votre question sur les fondamentaux du marché dans le bassin de l'Atlantique Nord, nous regardions cela assez dur il y a quelques semaines et nous pensions que nous allions avoir un problème avec cette région qui se remplit de produits, mais nous avons vraiment été encouragés par la réaction à l'industrie de réduire les taux et de faire moins d'essence et de diesel [Technical Issues] hier, au moins, les API ont montré que le PADD 1 avait une petite consommation d'essence, ce qui est encourageant, mais à ce stade, il semble que l'industrie ait fait un bon travail pour équilibrer l'offre et la demande et nous ne sommes pas aussi préoccupés par le remplissage sur inventaire.

    Doug Terreson – Evercore ISI – Analyste

    D'accord, bien.

    Lane Riggs – Président et chef de l'exploitation

    Salut, Doug, voici Lane. Je répondrai à la deuxième question. Vous avez donc tout à fait raison, chaque fois – le risque est, vous savez, tout le monde j'en suis sûr – la plupart des raffineurs essaient de réduire leur utilisation de raffinerie à un niveau proche du minimum, qui est normalement de 60% à 65% pour une unité donnée. – parce que le risque de fermer un ordinateur vous met en danger lorsque vous essayez de redémarrer, cela ne va pas démarrer et vous devez vous lancer dans un revirement complet. Cela dit, nous avons en fait fermé notre FCC de St. Charles. C'est un gros FCC et c'est parce que nous venions de terminer un revirement, mais nous avons vu cela comme un moyen de retirer une certaine capacité de production d'essence pour notre système et de ne pas prendre ce risque. En termes de qualité du carburant, c'est juste – vous savez, il y a beaucoup d'investissement là-bas en termes de soufre inférieur, cela dépend simplement de, vous savez, si pour une raison quelconque un GDU ou votre unité ULSD a un problème au démarrage – mais à part ça, je ne le pense pas – en y réfléchissant pour nous, je n'ai pas vu que c'était un gros problème pour nous.

      1 de ces 3 Blue Chips à haut rendement est mon prochain portefeuille de retraite Acheter

    Doug Terreson – Evercore ISI – Analyste

    D'accord, merci beaucoup les gars.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Merci, Doug.

    Opérateur

    Je vous remercie. Notre prochaine question viendra de Theresa Chen avec Barclays. Allez-y.

    Theresa Chen – Barclays – Analyste

    Bonjour. Merci d'avoir répondu à mes questions. Première question, juste sur la profondeur et la durée du choc de demande. La marge d'essence semble réagir à la baisse des utilisations de l'industrie et les marges se sont améliorées, mais le côté diesel a récemment connu une certaine volatilité. Je ne sais pas si cela reflète simplement une véritable contraction économique de l'activité. Pouvez-vous simplement parler de ce qui se passe là-bas du côté diesel?

    Gary Simmons – Vice-président exécutif et directeur commercial

    Ouais, Theresa, voici Gary. Je pense donc que, comme nous en avons parlé, l'industrie a bien équilibré l'offre et la demande du côté de l'essence. Pour l'essentiel, parallèlement à cela, nous réduisions les volumes de brut des raffineries dans l'espoir que les bilans diesel se rapprocheraient presque de l'offre et de la demande. Cependant, la perturbation de la demande de jets a été tellement grave que tout le monde a commencé à mélanger des jets au diesel, elle a fait que le rendement en diesel des raffineries était vraiment à des niveaux record et même en dépit de la baisse de l'utilisation des raffineries, nous avons vu la production de diesel dépasser la demande, provoquant la construction de l'inventaire. Je pense que nous voyons au moins cette semaine, commencer à voir des indications sur le marché que les gens de l'industrie, y compris nous-mêmes, font des ajustements à leurs opérations pour faire baisser les rendements du diesel, ce qui devrait soutenir les fondamentaux du diesel en mouvement vers l'avant.

    Theresa Chen – Barclays – Analyste

    Je l'ai. Et en ce qui concerne les récentes déclarations de force majeure, que ce soit Flint Hills, votre voisin de raffinage à Corpus ou Continental en tant que producteur ou Pemex déclarant la force majeure sur les importations d'essence, voyez-vous une accélération de cela? Pensez-vous que le raisonnement tiendrait probablement devant les tribunaux? Et pouvez-vous simplement nous dire comment vous voyez ces développements évoluer à la fois comme une entité qui peut déclarer un cas de force majeure ou comme une contrepartie contre laquelle un cas de force majeure pourrait être déclaré?

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Alors Theresa, nous essayons de – OK. Demandez-vous en quelque sorte une perspective juridique sur la force majeure ou demandez-vous en quelque sorte si nous nous attendons à ce que le marché continue de le faire?

    Theresa Chen – Barclays – Analyste

    Eh bien, ce dernier plus.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    D'accord, Gary, tu veux?

    Gary Simmons – Vice-président exécutif et directeur commercial

    Oui, donc je peux vous dire la plupart de nos – certainement du côté brut de l'entreprise, la plupart de nos contrats ont une annulation de 30 jours et nous avons essayé de dire à nos fournisseurs que nous nous attendions à les respecter et ainsi , jusqu'à présent, nous n'avons pas vraiment vu de perturbation de l'approvisionnement en brut en raison de la force majeure que vous lisez dans la presse.

    Theresa Chen – Barclays – Analyste

    Je l'ai. Merci d'avoir repris mes questions. J'espère que vous restez tous bien et en sécurité en ces temps difficiles.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Ouais, pareillement, pareillement. Je vous remercie.

    Opérateur

    Je vous remercie. Notre prochaine question viendra de Manav Gupta du Credit Suisse. Allez-y.

    Manav Gupta – Credit Suisse – Analyste

    Hé, Joe, au début de l'appel, vous avez mentionné la baisse de la demande d'essence. Ce que j'essaie de comprendre, c'est que le Texas lève la commande vendredi. La Floride a un nombre minimum de cas. Ces deux États sont donc des États à forte demande et il semble que leurs commandes seront levées, au moins une réouverture partielle d'ici la fin de cette semaine, puis il y a environ 16 États qui sont derrière eux avec leurs plans de réouverture potentiels. Donc, ce que j'essaie de comprendre, c'est que la demande d'essence est mauvaise en ce moment, mais comme l'un après l'autre de ces États commencent à s'ouvrir, comme quand commençons-nous à voir un rebond de la demande d'essence alors que ces États commencent à se mettre en ligne .

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    C'est une bonne question. Permettez-moi de vous donner une réponse anecdotique et ensuite, Gary, peut vous donner ce que nous voyons dans le système, lui et Lane, mais je veux dire à San Antonio proprement dit, nous avons – parce que je fais partie de certains comités qui sont travailler sur certains problèmes ici, mais nous avons vu une augmentation de 14% du trafic au cours des deux dernières semaines. Donc, les gens commencent à sortir plus et comme vous l'avez dit, nous allons ouvrir et je pense qu'il y a probablement une demande refoulée pour que les gens sortent de leurs maisons et se déplacent pour faire du shopping et encore pour aller aux restaurants à nouveau. Je pense donc que nous allons voir plus d'activité et pas seulement ici, mais beaucoup plus largement, en particulier à travers le Sud. Gary, au sein du système, nous avons également vu certains changements dans les demandes.

    Gary Simmons – Vice-président exécutif et directeur commercial

    Oui, nous l'avons fait. Nous avons donc assisté à une très forte baisse de la demande au cours des deux dernières semaines de mars. Cela a atteint un point dans notre système où nous constatons une demande d'environ 55% de ce que nous appellerions normal. Pendant les deux premières semaines d'avril, il semblait s'être stabilisé autour de ce niveau, mais maintenant nous commençons déjà à voir la demande remonter. Donc, si vous regardez la moyenne de sept jours dans notre rack [Phonetic] systèmes, c'est environ 64% de la normale. Donc déjà environ 9% d'augmentation par rapport à ce que nous étions au début du mois d'avril et comme vous l'avez mentionné, où vous voyez vraiment que la reprise est dans le Mid-Continent, les régions de la côte du Golfe comme certaines de ces commandes de séjour à domicile sont levées, nous assistons à une forte augmentation assez importante de la demande.

    Manav Gupta – Credit Suisse – Analyste

    Merci les gars. Un suivi rapide, votre indicateur de référence du côté du diesel neuf était presque en baisse de 0,45 $, mais la marge réalisée était en fait en hausse d'un trimestre à l'autre. J'essaie de comprendre comment avez-vous réussi à battre votre propre référence et à vous démarquer du côté du diesel renouvelable?

    Martin Parrish – Premier vice-président – Énergie alternative et développement de projets

    Donc Manav, c'est Martin, sur la référence, vous devez réaliser que nous utilisons un prix de l'huile de soja. Nos coûts réels des matières premières vont différer de cela. Il y a aussi d'autres impacts, vous savez, contractuellement ce que nous faisons cette année par rapport à l'année dernière. Je ne vais donc pas vous donner une réponse dure et rapide à ce sujet, mais c'est – nous simplement – vous voyez en quelque sorte la force du diesel renouvelable et la force de Diamond Green.

    Manav Gupta – Credit Suisse – Analyste

    Merci d'avoir répondu à mes questions.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Tu paries. Prends soin de toi.

    Opérateur

    Je vous remercie. Notre prochaine question sera posée par Roger Read avec Wells Fargo. Allez-y.

    Roger Read – Wells Fargo Securities – Analyste

    Hé, merci, bonjour.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Bonjour Roger.

    Roger Read – Wells Fargo Securities – Analyste

    Eh bien, des tonnes de choses à poser ici, mais je suppose que je voudrais vraiment aller à la première question, que voyez-vous en termes de côté brut du marché. Comment cela a-t-il circulé en termes de, vous savez, nous avons eu des prix bruts négatifs pour une journée, la disponibilité de différents feux et poids lourds et peut-être comment cela coule. Peut-être quelques indications sur ce que la capture peut être dans une condition de marché aussi incertaine?

    Gary Simmons – Vice-président exécutif et directeur commercial

    Oui, Roger, beaucoup de volatilité sur les marchés du brut et nous avons certainement changé nos signaux d'achat de semaine en semaine, tout au long du trimestre. Je pense que vous savez depuis un certain temps maintenant que nous signalons vraiment un maximum de lumière douce avec une forte acidité et nous n'avons pas autant vu l'économie des tourteaux moyens. Maintenant, nous sommes entrés en mars et les sours moyens sont devenus économiques et nous avons augmenté les sours moyens.

    Cependant, je dirais que nous sommes en quelque sorte retournés à l'endroit où nous étions avant vers où nous sommes revenus en quelque sorte en maximisant les bonbons légers et les charges lourdes dans notre système et certainement dans certaines régions que vous voyez très largement les bouleversements du marché sur certains des bonbons légers que nous achetons, en particulier dans la région du centre du continent, la ligne 9 à travers le Québec nous offre un gros avantage, puis nous équilibrons ces achats de bonbons légers avec beaucoup de différents acides aminés matière première. Donc, faites un pas en arrière dans certains des stocks de mélanges de carburants à haute teneur en soufre avec quelques bruts acides lourds que nous achetons au Canada et en Amérique du Sud.

    Roger Read – Wells Fargo Securities – Analyste

    Et je vais sortir sur un membre et dire que vous n'avez aucun problème à trouver des bruts à ce stade?

    Gary Simmons – Vice-président exécutif et directeur commercial

    Non, aucun problème dans ce domaine.

    Roger Read – Wells Fargo Securities – Analyste

    D'accord, ce n'est pas [Phonetic] vouloir faire rire Joe. Deuxième question sur –

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Vous l'avez fait, vous l'avez fait.

    Roger Read – Wells Fargo Securities – Analyste

    Deuxième question du côté de la réglementation et quelques parties ici, mais nous allons avoir un vrai problème: toucher n'importe quelle sorte de volumes de mélange d'éthanol cette année. Alors, où en êtes-vous ou où pensez-vous que le marché se trouve peut-être pour obtenir un certain soulagement là-bas. Et puis, j'étais curieux de savoir s'il y avait d'autres maux de tête réglementaires devant vous à ce stade, des choses auxquelles nous ne pensons pas normalement, mais que ce soit les exclusions de la classe d'hiver à la classe d'été qui ont été accordées en mai ou toute autre sorte de des vents contraires auxquels nous devrions penser du côté réglementaire?

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    D'accord. Jason, tu veux en parler?

    Jason Fraser – Vice-président exécutif et avocat général – Analyste

    Ouais, ouais, je peux certainement parler un peu de la RFS. Bien sûr, avec la forte baisse de la demande d'essence et de diesel et les dommages causés à notre industrie, le coût de la conformité de la RFS ressort un peu plus, ce n'est certainement pas utile et les RIN sont encore assez élevés. Ils n'ont pas vraiment chuté [Phonetic] avec le prix de nos produits. Donc, cinq gouverneurs ont récemment envoyé une lettre à l'EPA leur demandant d'exercer leur pouvoir d'exonération des dommages économiques graves pour réduire les OAV pour 2020. Nous sommes définitivement d'accord avec ces gouverneurs et pensons que l'EPA a le pouvoir et la base pour accorder ces dérogations et réduire les volumes . En ce qui concerne les autres vents contraires réglementaires, je ne peux penser à aucun moment –

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    [Speech Overlap] Les autres gars ne peuvent pas –

    Jason Fraser – Vice-président exécutif et avocat général – Analyste

    Nous allons donc les prendre un à la fois, Roger.

    Roger Read – Wells Fargo Securities – Analyste

    J'apprécie ça. Merci les gars.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Tu paries. Prends soin de toi.

    Opérateur

    Je vous remercie. Notre prochaine question viendra de Phil Gresh avec J.P.Morgan. Allez-y.

    Phil Gresh – J.P.Morgan – Analyste

    Oui, salut, bonjour.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Salut, Phil.

    Phil Gresh – J.P.Morgan – Analyste

    Salut. Donc, première question, vous aviez mentionné la demande à environ 64% de la normale et votre guide d'utilisation pour le trimestre, il semble que ce soit dans le bas des années 70. Diriez-vous qu'aujourd'hui vous opérez en quelque sorte en dessous de ce point médian et que les prévisions sont que l'utilisation augmenterait au cours du trimestre ou diriez-vous que vous avez l'intention d'avoir une utilisation plus stable et si la demande s'améliore, nous commencer à voir les tirages d'inventaire.

    Lane Riggs – Président et chef de l'exploitation

    Salut, Phil, voici Lane. Donc, si vous y réfléchissez, le bas des années 70 est sur une base de débit, qui ne va pas tous dans l'essence et le diesel. Nous essayons de nous assurer que nous veillons à faire correspondre nos plans de matières premières avec la situation où nous pensons que la demande est. Maintenant, il y a une légère – une certaine reprise vers la fin, mais nos habitudes d'achat en ce moment doivent être sur l'hypothèse que le brut sera disponible et que nous allons gérer nos actifs pour répondre à la demande et pas nécessairement laissez la structure nous conduire à dépasser peut-être la demande ou quelque chose comme ça.

    Phil Gresh – J.P.Morgan – Analyste

    D'accord et de manière générale, comment pensez-vous – si vous pensez à la macro du côté de l'essence et du diesel au cours du prochain, appelez-le, un à deux trimestres, comment pensez-vous de la progression des stocks de l'industrie en fonction de la façon dont vous l'avez modélisé?

    Lane Riggs – Président et chef de l'exploitation

    Eh bien, Gary a essayé plus tôt. Je suppose que je pourrais prendre une autre photo, puis Gary pourra régler tout ce que j'ai à dire ici. Je pense que l'industrie a fait un très bon travail en ce qui concerne l'essence et nous étions, vous savez, quand elle a commencé, c'était notre principale préoccupation et je pense que l'industrie a répondu avec des réductions de tarifs appropriées, y compris nous et où nous en sommes aujourd'hui, c'est vous ont, comme Gary l'a mentionné, des jets qui tombent dans le diesel.

    Donc, comment je pense que cela se produira, il y a des signaux en ce moment là-bas pour essentiellement laisser tomber le diesel dans le gazole qui remplacera certains achats de VGO dans ces unités de conversion. Vous devriez donc voir une perturbation du diesel et ensuite tout le monde devra regarder combien de brut ils pensent vraiment avoir besoin pour répondre à la demande et donc finalement, cela revient à la demande par rapport à la façon dont cet approvisionnement en brut, évidemment, il y a beaucoup de brut, mais vous n'avez pas besoin de tendre la main très longtemps ou loin pour obtenir votre chaîne d'approvisionnement très engagée, alors vous pouvez augmenter en conséquence ou réduire en fonction de la façon dont cela se déroule.

    Phil Gresh – J.P.Morgan – Analyste

    D'accord génial. Et mon suivi porte uniquement sur les investissements, dans quelle mesure voyez-vous la flexibilité de vos dépenses en capital à l'approche de 2021, il semble que la plupart des investissements que vous réduisez cette année soient davantage liés aux projets de croissance, mais je veux juste n'importe quelle couleur lorsque vous regardez. Merci.

    Lane Riggs – Président et chef de l'exploitation

    Oui, nous nous attendrions à ce que nous devions être quelque chose de proportionnel aux 400 millions de dollars dont nous avons parlé ou donné des conseils pour cette année.

    Phil Gresh – J.P.Morgan – Analyste

    D'accord génial. Je vous remercie.

    Opérateur

    Je vous remercie. Notre prochaine question viendra de Doug Leggate avec Bank of America. Allez-y.

    Doug Leggate – Bank of America Merrill Lynch – Analyste

    Je vous remercie. Bonjour à tous. Hé Joe, il semble que cela fait longtemps que nous n'avons pas eu notre dîner virtuel. J'espère donc que vous allez tous bien.

    Joe Gorder — Président et Directeur Général

    Oh, bien sûr, non. Merci, Doug.

    Doug Leggate – Bank of America Merrill Lynch – Analyste

    J'ai donc eu deux petites questions. Tout d'abord, je ne sais pas si Donna est là, mais je voulais poser des questions sur le fonds de roulement, les mécanismes d'un éventuel déroulement et comment vous attendriez le fonds de roulement – la trajectoire tout au long de l'année. Je sais que c'est un peu émouvant. Et je suppose qu'une question connexe, qui est ma deuxième question, également financière, dans le bilan. Je sais que votre dette nette est de 34%. Je pense que c'est probablement le plus haut niveau que vous ayez atteint depuis un bon moment. Obviously, there is no liquidity issues, but I'm just curious as to where you see the balance sheet headed over the medium-term and what — how would you look to move it back and I guess what I'm really trying to understand is if and when things normalize, would you tend to run with a more robust balance sheet going forward after this or how would your behavior change as it relates to just treatment of buybacks, balance sheet, dividends, things of that nature and I'll leave it there. Je vous remercie.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Génial.

    Donna Titzman — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    D'accord. Well, I'll start with the working capital. No, you're correct, as we've seen prices level off a bit and then hopefully now as they start to recover with the economy waking back up, we would expect to see that working capital draw reverse itself. I can't tell you how quickly that will happen. That is really all depending on how quickly we see these prices recover. And to answer the balance sheet question, obviously, the debt to cap has gone up a bit here of late. Our intentions would be as everything gets back to normal to also normalize that balance sheet a bit.

    When we raised the $1.5 billion, we did that in short-term maturities and not in 10s [Phonetic] and 30s [Phonetic] with the idea that, that would become repayable much quicker than a longer-term issuance. So our intent would be to kind of get back to where we were pre all of this as quickly as we can and again, the liquidity as you mentioned is absolutely key today. So we are definitely in the cash preservation mode right now, but we have a very strong liquidity level and are very comfortable with where we're at today.

      Ce que les actionnaires de Brookfield et de TerraForm doivent savoir

    Doug Leggate — Bank of America Merrill Lynch — Analyst

    Donna, can I just ask for some clarification on the working capital, you run I assume a net payables position. I was really more interested in the mechanics. I understand we've had a big drop in crude prices. So obviously that hurts you, but do you anticipate — that was a big move obviously in Q1, but do you anticipate any additional moves in terms of use of working capital after the shock [Phonetic] we've had in oil prices or do you think the worst is kind of behind us there?

    Donna Titzman — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Well, I think you can expect that a lot of this started in mid-March and continued through the April time frame. So you should probably expect some of that to have carried into April, but as I mentioned, things are leveling off and hopefully now we're looking at improvement from this point forward. So we shouldn't see that same kind of level of cash being consumed.

    Doug Leggate — Bank of America Merrill Lynch — Analyst

    D'accord. Appreciate it. That was it for me guys. Thank you very much and good luck.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Thanks, Doug. Take care, buddy.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Neil Mehta with Goldman Sachs. Allez-y.

    Neil Mehta — Goldman Sachs — Analyst

    Hey, Steve. Good morning and hope all of you are doing well. I just wanted to follow-up on this question of demand and we've talked a lot about on this call, 2020 demand conditions, but Joe and team, I want to get your perspective on sort of the structural questions of demand particularly for two products, gasoline and jet. And so on gasoline, the thoughts around work from home and does that create a change in social behavior that has an impact on low gas demand. And jet the willingness of the consumer to travel. I think all of us are just trying to figure out whether there is a long-term impact from some of the changes that we've seen here over the last month or do you view this as more cyclical?

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Hey Neil, this is Gary. So I think we are taking those things into account and so where we saw a fairly sharp decline in demand to this 55% level, we would expect the recovery to be more gradual on the demand side as people continue to work from home. We see some offsetting things, certainly people working from home, but then you're going to have people driving more and probably using mass transit less going forward just because the social distancing is hard when you are on mass transit. So, overall, we see a fairly gradual recovery in demand with gasoline demand getting back close to where it was pre-COVID.

    On the jet side, I think we believe that the lower jet demand is probably here with us longer and it probably is a late year type recovery for people who are going to get back and start flying again or requires a vaccine or something on the medical side to happen where people start to feel comfortable flying again.

    Neil Mehta — Goldman Sachs — Analyst

    That's great. Je vous remercie. The follow-up is just on the dividend. I think the message you're trying to deliver here is that the dividend is a core priority and something that you're committed to, but just want to get your perspective on that and how you guys are thinking about the fact that the [Phonetic] — dividend.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Yeah, OK, Neil, I'll take a first crack and then I'll let Donna also have a shot at this, but you know, with the situation we're dealing with right now with the pandemic, we consider it to be a fairly short-term in nature and obviously, our team is running the business for the long -term and as the guys have mentioned, we're already seeing improvements in demand, which we think are going to continue as people return to more normal activities. So let's look at how we manage the business what we've said for several years now and how we're managing it going forward, OK?

    We've got this capital allocation framework in place that we've adhered to for years and within that framework, we consider the use of cash for sustaining capex and turnarounds and then the dividends to be non-discretionary and then the discretionary uses are acquisitions, growth projects, and share repurchases and there is the competition that we have for those dollars within those three categories. So with that in mind, think about what we've done and the actions that we've taken to date, OK? We've reduced our discretionary capital spending and our share buybacks and we're not considering any acquisitions until there is certainly further improvements in the market.

    So those three things are playing out the way they should within the context of that capital allocation framework, but if you look at additional actions that has been taken, you know, we have a very capable proactive Board of Directors and they declared the dividend last Friday and they have the same confidence in our business and this team that I have. So the things that we've talked about for years are the things that we've implemented and that we use both when margins are really strong and when margins are weak like they have been here over the last six or eight weeks and so, in my view, relative to the dividend, we've got a long way to go before we need to take any action there. Donna, anything you would like to add?

    Donna Titzman — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    No, I mean, just all along, we have maintained a conservative balance sheet for the purpose of being able to survive times like this.

    Neil Mehta — Goldman Sachs — Analyst

    Great, guys. Very clear.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Thanks, Neil.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question comes from Prashant Rao with Citigroup. Allez-y.

    Prashant Rao — Citigroup — Analyst

    Je vous remercie. Good morning, thanks for taking my question. My first question is on the balance sheet and specifically on debt. I wanted to sort of touch back on that. You guys took good advantage of the low interest rate environment and the strength of your financial position with that $1.5 billion in recently issued debt. I'm just wondering depending upon how the recovery here goes economically, are there further opportunities ahead to take advantage of these low interest rates, maybe potentially refi or retire other parts of the current debt structure, lower your overall interest expense. Donna, you made a comment about sort of the appetite for longer tenure versus shorter tenure debt. So perhaps that plays into this as well. So, any color there would be appreciated. Merci.

    Donna Titzman — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Sure, so the problem with — this is something that we look at all of the time, not just in this environment, but on a regular basis. The issue typically with retiring or refinancing current debt out there is we have make-whole provisions in all of our agreements. So effectively, what we're doing is paying the investor the impact of the current low prices anyway. So from an economic perspective, that rarely works out to be a good deal. That being said, we continue — but we are always looking for odd moments in the market where things may not trade as efficiently as others. Many times, those are smaller opportunities and not larger opportunities, but again, we'll continue to look for those ideas, but I wouldn't say that that would happen in any big way.

    Prashant Rao — Citigroup — Analyst

    D'accord. Thank you, that's clear. My follow-up is a sort of pre-differential question. We've seen a lot of disparity, some disconnects between what we see on the screen and the physical market, I guess the financial and the physical market and we get some questions on the ability to aid that disparity and what that means to the ability of refiners to capture some of those dislocations and how cautious should we be in thinking about that as we look forward and as we model here and did some of those pre-differential advantages maybe be preserved into further quarters or months ahead given that utilization rates are low right now. So I wanted to get a sense of those — there is a lot of working parts in there, but get a sense of how some — those of us who aren't operating experts might be able to think about that from a modeling perspective?

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Sure, this is Gary. Kind of a couple of ways on the crude side. Some of our contracts — some of our supply contracts on the crude side are based on a monthly average price. So obviously when you had the dislocation that happened at the end of the month, it does figure into the monthly average and will ultimately make its way to our delivered crude cost and then we also — I can't say that we anticipated the crude going negative like it did, but we certainly saw the potential for weakness as you got to contract expiry. So we did probably go into that period of time a little on the short side to give us the opportunity to go out and buy some of those discounted barrels and we've done that and then to your point, if we had room to absorb it in our system, we'll run those barrels. If not, you know, there is places where we're putting those barrels into storage and you'll see that benefit in months to come.

    Prashant Rao — Citigroup — Analyst

    Merci.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Paul Cheng with Scotiabank. Allez-y.

    Paul Cheng — Scotiabank — Analyst

    Hey guys, good morning.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Good morning, Paul.

    Paul Cheng — Scotiabank — Analyst

    First want to wish everyone and the team and your families safe and healthy. Joe and Gary, can you talk a bit about the export market, because I think that they've been holding up reasonably well in the first quarter, but seems like they start to be having some crack. I'm actually quite concerned because I think Latin America probably have a lot of the infected cases but they probably didn't know yet. So maybe you can help us understanding that what you are seeing particularly in the last two or three weeks, have you seen any trend?

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Hey Paul, this is Gary. So really our April volumes, we don't have the final accounting volumes done yet, of course, but our April export volumes are down about 10% from what we did in the first quarter or more typical type numbers. So you're not really seeing it in April, but in May, you know with what we're selling forward, you're seeing far lower demand in the Latin American countries than what we've typically seen kind of support. On the distillate side, we did see a fall off in diesel exports.

    Some of that has just been because the U.S. inventories were very low and so the U.S. market was stronger and we were better to keep the barrels in the domestic market than to ship them abroad, but on the distillate side, we saw exports falling off around 60% of normal, gasoline has been more 10%. Where we're selling wholesale barrels like into Mexico, we've been surprised at how well those volumes have held up. So yesterday, in Mexico, we moved 85% of what we were moving in the first quarter. So our wholesale volumes — barrels that we're selling in country are holding, but we are seeing the export markets fall off.

    Paul Cheng — Scotiabank — Analyst

    Je vous remercie. And Gary, you talked about the gas — the storage, it's not going to reach the 10 [Phonetic] in the Atlantic Basin. Can you talk about in the [Indecipherable] the inland market.

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Yeah, so that was the other area that we had a lot of concern on and again, you could see in the Mid-Continent, refiners adjusted and it looked like we may fill up in a couple of weeks and now they've kind of adjusted the gasoline balance with the demand and we're seeing inventory draws and the Mid-Continent is one of the areas that we've actually seen the best recovery in demand out of all the regions.

    Paul Cheng — Scotiabank — Analyst

    Can you talk about California because we've seen a sharp improvement in the margin over the last, say, couple of weeks, but is there any particular reason driving that?

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Yes, so that really is more driven I would say from the production side. I think the refining industry has done a good job of bringing units offline and getting production balanced with demand. We've actually seen some inventories draw on PADD 5 and so that's led to the strength in the gasoline market.

    Paul Cheng — Scotiabank — Analyst

    All right, thank you.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Thanks, Paul.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Benny Wong with Morgan Stanley. Allez-y.

    Benny Wong — Morgan Stanley — Analyst

    Hey, good morning guys. Thanks for taking my question. I hope everybody on the line is safe and healthy. My first question is really on planned maintenance. We've seen a lot of facilities defer maintenance work just given the challenges of COVID. Just looking a little bit further out, when we're back to more of a normal environment, would you expect a little bit of pent-up maintenance activity that needs to be had by then or do you think there is enough [Phonetic] flexibility for guys who kind of do the work during this period reduce runs and shutdowns right now.

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    So, Benny, this is Lane. I'll just give you our behavior as a proxy for that. We were fortunately in a good position in that the second half of the year, we had a low sort of planned turnaround basis. So we didn't have a lot of planned turnarounds and so when we looked at all of our — so when we look at our turnarounds, we look at our maintenance, we are making sure that we maintain our plants just like we do in our framework and very carefully, but we did sort of push some discretionary maintenance into next year and I'm sure a lot of people are going to do that.

    At some point, obviously people have to do turnarounds. People who are deferring turnaround are doing a lot of that. At some point, that does catch up and we'll just have to see and at some point, you have to take a turnaround and there was a question earlier that I will answer too, if somebody shut a unit down that is along somewhere near the end of its run cycle, there will be some risk to starting it up, which may force them to take the turnaround early.

    Benny Wong — Morgan Stanley — Analyst

    Je l'ai. Thanks, Lane. That's super helpful. My second question is on the renewable diesel side. Just curious with this economic shut down the impact it's had on demand and even on the feedstock side and just taking a little further out, any risk that these events might cause some of the jurisdictions that are looking at adopting LCFS to maybe those plans being delayed?

    Martin Parrish — Senior Vice President-Alternative Energy and Project Development

    Okay, this is Martin. I think if you step back and put DGD in perspective, right, we've got a great first quarter in the book. We're running at full capacity and our outlook hasn't changed as we're committed to the long-term strategy of growing the business. With COVID-19, carbon prices dropped slightly, but the RIN has escalated entirely offset that and the gallon blender's tax credit — dollar per gallon is in play. On the feedstock availability, you have to understand, we're running 275 million gallons a year now. We have plans to go up to four times that amount and we still believe we can secure the feedstock for that.

    So this is kind of a, there is disruptions, but it's not significant. We're not concerned about keeping feed in front of the unit. As far as what it does for the LCFS, I think all this is rather temporary and I characterize it as a bump in the road, but I don't think it's going to slow anything down materially and certainly in the rear view mirror, I don't think it's going to be that significant.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Yeah, I don't — Jason, I don't know what you think, but I don't think anybody is going to back off of LCFS type regulations.

    Jason Fraser — Executive Vice President and General Counsel — Analyst

    Yeah, I don't think so. You may see a little bit of slow in them actually enacting laws and bills just because they've taken a lot of recesses with the social distancing. So the legislature in a lot of the states have really slowed down over the last couple of months, but we're starting to see them talk about coming back and get back into session. I think, Arizona and California are coming back. We were just talking about it yesterday, but you could see that a little bit of delay in that, but I don't think it changes the long-term trend or their views.

    Benny Wong — Morgan Stanley — Analyst

    Je l'ai. Thanks guys. Appreciate the thoughts. Please stay safe.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    You too. Merci.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Brad Heffern with RBC Capital Markets. Allez-y.

    Brad Heffern — RBC Capital Markets — Analyst

    Hey, good morning everyone. Another question on capture. I think some of the things that have been discussed so far have been around crude discounts and sound like they're positive for capture. I'm just wondering with these refineries running in these sort of unusual constraints, low utilization and maybe FCCs being shut down, are there decrements we need to be thinking about to capture as well either as it relates to how much you can optimize the system or maybe you can optimize the system or maybe the production of intermediates or something along those lines?

      Les avantages et les inconvénients du règlement de la dette

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    Hey, Brad, this is Lane. So I would just say with respect to anything, it might be something to think about. The conversion units create volume gains whether they're hydrocrackers or FCC and so to the extent that we're cutting FCCs and hydrocrackers to meet the demand that we think there are — you'll have a — you could have a negative — your volume gain isn't there to help in your margin capture. I would say outside of that, I don't know if there's anything else with how we're operating that would directly impact that.

    Brad Heffern — RBC Capital Markets — Analyst

    Okay, got it, thanks. And then maybe one for Martin, just on the ethanol business, you guys gave the guidance of 2.0 [Phonetic] for this quarter, down a little bit more than 50%. Is there a reason that you're not running it lower than that just given that we're seeing negative margins on the screen here even even before opex. Merci.

    Martin Parrish — Senior Vice President-Alternative Energy and Project Development

    D'accord. Sure, well, as you know, we've got eight of our plants down and six running. So, we're actually running lower than 50% today. This demand disruption really hit home in ethanol. Significant cuts have been made across the industry. We cut — if you look at the April EIA information, it would tell you is that demand — implied demand is less than 50% of last year. So we think we're in the right spot. Ultimately, this will recover right and global renewable fuel mandates will drive export growth. Domestically, we'll get going again and ethanol is going to be in the gasoline pool and we'll see incremental demand as a result of fuel efficiency standards and year-around E15 sales.

    Brad Heffern — RBC Capital Markets — Analyst

    Okay, thanks all. Reste en bonne santé.

    Martin Parrish — Senior Vice President-Alternative Energy and Project Development

    You too.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Sam Margolin with Wolfe Research. Allez-y.

    Sam Margolin — Wolfe Research — Analyst

    Good morning, everybody. Hope all is well.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Good morning, Sam.

    Sam Margolin — Wolfe Research — Analyst

    I've got a sort of outlook question. Gary, you mentioned that your light sweet throughput was up in the quarter. That's probably because crude production was up in the U.S. still in the first quarter. That — it doesn't look like it's going to continue. I mean — in the environment where U.S. crude production declines and really doesn't return to levels that it's at today for three or four years, how do you think that affects your business and your capital allocation decisions? Do you think we're going to reenter an environment that's very complexity oriented or is there something else that might be less obvious that you're paying attention to. Anything around that theme would be helpful?

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    So, hey, this is Lane. So I would say from a capital allocation, if you think about the things that we're investing in on the refining side, its the coker, right? There's other small caps that always we work on our feedstock flexibility, but to the extent that there is something that has a feedstock feed element to — that's really more about positioning yourself to continue to run for heavy sour. We built the two crude units to run domestic. I think we think obviously you have to destock even though there's some production losses going into this, you're going to have to destock domestic crude for a while as there is a recovery.

    So we're not making big investments to run additional domestic crude because we think we've done that. So we don't have — we don't have this sort of projects in the future to try to take more advantage of that because we think we've done it, but we don't really have a lot of projects — big projects that are even pointed at trying to take advantage or do something different on our feedstock selection.

    Sam Margolin — Wolfe Research — Analyst

    Thanks and then just a follow-up on feedstock, you mentioned that high sulfur fuel oil kind of component still look attractive, certainly on a percentage to Brent basis, the discount is pretty wide. How do you balance that with sort of your throughput utilization decisions. I would imagine there's some — there's at least some incentive across the board to maybe run ahead of demand, but where do you sort of draw the line between regular way business and what might cross into trading or something that you don't want to be involved?

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    That's a really good question. So what I would say is we — all of our — our refineries are essentially this open capacity, right? It's a little bit — it's an interesting place to be when you're trying to do your planning and doing relative values of feedstock into it is open. So we are — it's pretty, pretty basic. We are doing our best to try to optimize our feedstock selection into matching demand and trying to be very careful not to run ahead of demand even though so there will be structure that might try to incentivize you to do so.

    So we are being very — paying particular attention to doing that, but Gary mentioned that we started out, we were sort of — a lot of domestic crude in heavy and then as this thing unfolded, we saw gasoline get weak which would have disadvantaged domestic crudes, we sort of went to medium sour and really lit up [Phonetic] on heavy and as we've seen gasoline start to pick up and it looks like that's in line, you're seeing us sort of work back I think to sort of our traditional posture, its just we're going to be running less of it.

    Sam Margolin — Wolfe Research — Analyst

    Yeah, thanks so much.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Ryan Todd with Simmons Energy. Allez-y.

    Ryan Todd — Simmons Energy — Analyst

    Génial. Thanks, maybe just one high-level strategic one for me, I know it's hard to speculate at this point, Joe, but if you're looking at the crystal ball, are there any structural changes you see down the line that are likely to impact your business and may impact the way you allocate capital. I know you've talked a little bit about the potential longer-term impacts to demand, but as you think about overall as you run your business operational practices, regional preferences within the portfolio, long-term calls on capital. Are there any structural things coming out of this that you think — that you are thinking about in terms of Valero down the line?

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Yeah, I know we're always thinking about it, right, but you can't run — I said this earlier, I think you can't run the business based on a short-term set of circumstances and so we are reassessing our long-term strategy all the time and we meet with our Board on it to review it every year, but if you look at what we've done, OK and kind of our approach to the business, I don't know that anybody sitting in the room here with me would consider refining to be a long-term growth story, OK? It's really — it's a business where I think the industry has set itself now to basically match supply and demand going forward and so the way we look at it is we run the business to maximize the margin that we can capture within the business and so our capital is focused on optimization projects and logistics projects, which allow us to lower our cost structure of things coming into the plants and going out of the plants and then just how do we get a little more value out of every stream it is that we process.

    That's the view that we've adhered to now for several years and I think it's the view that we're going to adhere to going forward. So it's a little early right now for me to say that there is any fundamental changes other than those that we've already implemented around capital. A greater focus on the renewables, the greener fuels going forward, which we've done with the ethanol business and with the renewable diesel business, but other than that, I just don't envision anything — any major change of direction right now.

    Ryan Todd — Simmons Energy — Analyst

    Génial. Je vous en suis reconnaissant. Je vous remercie. That's all for me.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Jason Gabelman with Cowen. Allez-y.

    Jason Gabelman — Cowen — Analyst

    Thanks for taking the questions. I wanted to ask about the regional guidance that you provided, you mentioned that Mid-Con demand has been getting stronger, that regional utilization guidance is kind of at the lower-end of the range. North Atlantic also and then U.S. West Coast looks like those assets are going to be the highest — running at the highest utilization rates in 2Q. So can you just discuss some of the puts and takes by region, the results and the dispersion of run rates? Merci.

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    Yes, this is Lane. I'll take a stab at it. Our view, when Gary was talking about the Mid-Con and it's getting better, when you think about a refinery operation, when you have a refinery sitting in the Mid-Con, if you get out of balance, it can become, you know, you might end up shutting your refinery down. So we have taken the position on where we are essentially landlocked to be very cautious on our feedstock plant with be assumption there is plenty of oil to go get it if we needed to whatever reason — we believe that demand is picking up. So it's really around where was demand versus expectations and where were our concerns about sort of the feasibility of our operations where we are landlocked is all these policies around COVID impacted demand.

    So that's really where I think Gary's thought were. It's just now we see that the Mid-Continent has sort of bottomed out, seems to be recovering a little bit better. So we have a run — but our plan is to make sure that we are shortening our supply chain and that we can manage it and respond to it quickly and not get ourselves to where we're overcommitted on supply chain in the event that we have — that creates a problem for us if something doesn't quite happen the way that we hope it does and that's really the narrative all the way across every system that we have. We're just being very careful trying to match the demand with that region with an understanding that the West Coast, the Mid-Continent, is not, you have to get that right. If you get it wrong, you get into some — having to do very uneconomic things to fix those problems. The Gulf Coast — it's a big system. It can go into a lot of different pipelines, servicing a lot of different parts of the country and then ultimately export to sort of satisfy its balance, but even there we're being very cautious. Our North America — I mean the Atlantic is really — we're doing some work in both of those refineries in the second quarter.

    Jason Gabelman — Cowen — Analyst

    Got it, thanks. And just a follow-up on longer-term margin outlook. Clearly, it looks like demand is starting to improve from the bottoms, but there is a lot of global refining capacity out there that's not being utilized right now and historically, refiners have reacted pretty quickly to changes in demand. So I'm just wondering what your outlook is over the next year even if demand recovers, if it doesn't come fully back, is there a risk that there is slack in the global refining system that could limit the gains in refining margins until demand more fully recovers. Merci.

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Yes, this is Gary. I would say, certainly there is that risk, but again, I would point to — we've been very encouraged by the discipline the industry's shown and we're hopeful that maybe what you saw in March in the case that demand fell off sharply and it took a couple of weeks for refineries to modify their operations to come back closer to being in balance with demand. You see a reverse of that as demand picks up and we set our operations to run at lower production rates, maybe you get some big draws, but there is no way for us to really speculate how the industry is going to respond as demand recovers.

    Jason Gabelman — Cowen — Analyst

    Je l'ai. Thanks for the time.

    Opérateur

    Je vous remercie. Our next question will come from Matthew Blair with Tudor, Pickering, Holt. Allez-y.

    Matthew Blair — Tudor, Pickering, Holt, & Co. — Analyst

    Hey, good morning, Joe. Glad to hear everyone is safe.

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Thanks, Matt.

    Matthew Blair — Tudor, Pickering, Holt, & Co. — Analyst

    If I take midpoint refining throughput guidance against your 450 [Phonetic] opex guidance, it looks like your projected total opex will be coming down by about $90 million versus Q1 levels. Is that $90 million simply your energy savings on running the boilers at lower rates or are there other areas where you've been able to cut cost as well?

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    Yeah, this is Lane again. So if you think about our cost structure, in a refinery, you have variable costs and fixed costs and the variable costs and it's an interesting thing to think about, because in a $1.80 sort of Henry Hub pricing environment, variable cost which for us includes FCC catalyst chemicals and natural gas to fire our boilers and our heaters, there's really somewhere now down between 15% and 25% whereas in years past where natural gas was much more expensive, we've been a bigger component.

    So yeah, natural gas purchases is a part of that, it's not — it's really if you look all the way down the line, we have our variable costs if we've cut FCC catalysts, we've cut natural gas, but we've also — we also see our — we've reduced our contractor headcount some and looking at very carefully are sort of discretionary maintenance also bring that down and again try to be very careful with operating costs.

    Matthew Blair — Tudor, Pickering, Holt, & Co. — Analyst

    Sounds good and then could you also talk about your ability to capture contango in this market, both for U.S. barrels as well as for your offshore barrels. There has been some reports that refiners are looking to procure additional storage, maybe even like renting out Jones Act tankers. So can you just walk through all that?

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Yeah, well, certainly, if you know the market structure is such that if you can put barrels in tankage whether that's floating storage or tankage in Cushing, the market pays you to do that. In terms of our everyday purchases, a lot of the market structure is built into the prices you see and you don't necessarily get a big benefit from market structure except for Mid-Continent barrels that we purchase and we tend to see a bit when we're in contango versus when the market structures in backwardation. It's a pretty complex discussion and I would ask you if you want to go into that in detail, you can call Homer and we could set up a discussion to go into more detail about that.

    Matthew Blair — Tudor, Pickering, Holt, & Co. — Analyst

    Sounds good. Thanks guys.

    Opérateur

    Ladies and gentlemen, thank you for participating in today's question-and-answer session. I would now like to turn the call back over to management for any further remarks.

    Homer Bhullar — Vice President of Investor Relations

    Thanks, Sherry. We appreciate everyone joining us today and hope everyone stays safe and healthy. If you have any follow-up questions, as always, don't hesitate to reach out to the IR team. Je vous remercie.

    Opérateur

    [Operator Closing Remarks]

    Duration: 67 minutes

    Appeler les participants:

    Homer Bhullar — Vice President of Investor Relations

    Joe Gorder — Chairman and Chief Executive Officer

    Gary Simmons — Executive Vice President and Chief Commercial Officer

    Lane Riggs — President and Chief Operating Officer

    Martin Parrish — Senior Vice President-Alternative Energy and Project Development

    Donna Titzman — Executive Vice President and Chief Financial Officer

    Doug Terreson — Evercore ISI — Analyst

    Theresa Chen — Barclays — Analyst

    Manav Gupta — Credit Suisse — Analyst

    Roger Read — Wells Fargo Securities — Analyst

    Jason Fraser — Executive Vice President and General Counsel — Analyst

    Phil Gresh — J.P. Morgan — Analyst

    Doug Leggate — Bank of America Merrill Lynch — Analyst

    Neil Mehta — Goldman Sachs — Analyst

    Prashant Rao — Citigroup — Analyst

    Paul Cheng — Scotiabank — Analyst

    Benny Wong — Morgan Stanley — Analyst

    Brad Heffern — RBC Capital Markets — Analyst

    Sam Margolin — Wolfe Research — Analyst

    Ryan Todd — Simmons Energy — Analyst

    Jason Gabelman — Cowen — Analyst

    Matthew Blair — Tudor, Pickering, Holt, & Co. — Analyst

    More VLO analysis

    All earnings call transcripts

    Transcription de l'appel des résultats de Valero Energy Corp (VLO) T1 2020
    4.9 (98%) 32 votes
     
    Fermer le menu