Transcription modifiée de la conférence téléphonique ou de la présentation des résultats de VLO 29-A …

Transcription modifiée de la conférence téléphonique ou de la présentation des résultats de VLO 29-A …

SAN ANTONIO 29 avril 2020 (Thomson StreetEvents) – Transcription révisée de la conférence téléphonique ou de la présentation des résultats de Valero Energy Corp mercredi 29 avril 2020 à 14 h 00 GMT

* Joseph W. Gorder

* R. Lane Riggs

* Jason W. Fraser

* Gary K. Simmons

* Donna M. Titzman

BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – MD et chef de la recherche sur les actions pétrolières et gazières aux États-Unis

Evercore ISI Institutional Equities, Division de la recherche – MD principal et chef de la recherche énergétique

Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Division de la recherche – MD of Refining and Chemicals Research

Goldman Sachs Group Inc., Division de la recherche – VP et analyste intégré du pétrole et du raffinage

Wells Fargo Securities, LLC, Division de la recherche – MD et analyste principal de la recherche sur les actions

* Ryan M. Todd

Simmons & Company International, Division de la recherche – MD, chef de la recherche en exploration et production et analyste de recherche principal

Mesdames et messieurs, merci de votre présence et bienvenue à l'appel de résultats du premier trimestre 2020 de Valero Energy Corporation. (Instructions pour l'opérateur) Je voudrais maintenant remettre la conférence à votre conférencier, M. Homer Bhullar, vice-président des relations avec les investisseurs. Allez-y, monsieur.

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 lors de cette conférence téléphonique qui indiquent les attentes ou les prédictions de l'entreprise ou de la direction de l'avenir sont des déclarations prospectives destinées à être couvertes par les dispositions de la sphère de sécurité 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.

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [3]

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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 dans le monde suite à 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 qui en ont le plus 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 à distribuer 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 notre 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 par 6 à 9 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 progresser dans l'expansion de Diamond Pipeline et le projet Diamond Green Diesel, qui devraient tous deux être achevés en 2021, sous réserve de COVID-19 -les 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 les dépenses en immobilisations de maintien et notre dividende. Et vous devez continuer de vous attendre à ce que les flux de trésorerie discrétionnaires supplémentaires concurrencent d'autres utilisations discrétionnaires, principalement le capital de croissance organique et les rachats. Notre cadre nous a bien servi et nous continuerons à y adhérer à l'avenir.

En terminant, la santé, la sécurité et le bien-être de nos employés et des communautés où nous opérons restent parmi nos priorités. Notre gestion prudente des opérations nous a permis de traverser un tel arrêt mondial sans licenciements. Et bien qu'une énorme incertitude demeure dans un avenir proche, notre flexibilité opérationnelle et financière nous permet de naviguer dans le contexte macroéconomique difficile d'aujourd'hui. Notre empreinte avantageuse, avec la flexibilité de traiter une large gamme de matières premières, associée à une concentration constante sur l'excellence opérationnelle et un engagement démontré envers les actionnaires, positionne nos actifs ainsi que notre pays et le monde reviennent à un mode de vie plus normal.

Alors avec ça, Homer, je te rendrai l'appel.

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Homer Bhullar, Valero Energy Corporation – VP de l'IR [4]

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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 après impôts du coût ou du marché, ou LCM, ajustement de la valorisation des stocks 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 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 diesel renouvelable ajusté 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 de la hausse 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 s'est élevée à 582 millions de dollars et la réduction d'impôt sur le résultat à 616 millions de dollars au premier trimestre 2020. Le taux d'imposition effectif était de 26%, impacté par une perte opérationnelle nette d'impôt fédéral américain attendue pouvant être reportée sur des années. avant la promulgation de la réforme fiscale aux États-Unis en décembre 2017

La trésorerie nette utilisée dans les activités d'exploitation s'est élevée à 49 millions de dollars au premier trimestre de 2020. À l'exclusion de l'incidence défavorable de la variation du fonds de roulement de 1,1 milliard de dollars, ainsi que de la part de 50% de notre partenaire en coentreprise dans la trésorerie nette de Diamond Green Diesel provenant des activités d'exploitation , excluant les variations de son fonds de roulement, la trésorerie nette ajustée fournie par les 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.

Passer aux activités de financement. Nous avons rendu 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 ayant servi 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 bonne 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 les équivalents de trésorerie à 1,5 milliard de dollars. Le ratio dette / capitalisation net de trésorerie et 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.

Passons à l'orientation. Nous prévoyons maintenant que les investissements en capital annuels pour 2020 s'élèveront à 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 dans les coentreprises.

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 entre 1,325 million et 1,375 million de barils par jour; Mid-Continent américain: 315 000 à 335 000 barils par jour; Côte ouest des États-Unis, de 215 000 à 235 000 barils par jour; et l'Atlantique Nord de 315 000 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 $ le gallon, ce qui comprend 0,12 $ le gallon pour les frais hors caisse 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 dépenses de RIN pour l'année se situeront entre 300 et 400 millions de dollars.

Enfin, en raison de l'impact des dispositions fiscales avantageuses de la loi CARES ainsi que de la pandémie COVID-19 et de son impact sur nos activités, de petits changements d'hypothèses produisent un large éventail de résultats, ce qui se traduit par un faible degré de confiance dans toute estimation. du taux d'imposition effectif. Donc, à ce stade, nous ne fournissons aucune orientation à ce sujet.

Cela conclut nos remarques liminaires. (Instructions pour l'opérateur)

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Questions et réponses

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Opérateur [1]

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(Instructions de l'opérateur) Notre première question viendra de Doug Terreson avec Evercore ISI.

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Douglas Todd Terreson, Evercore ISI Institutional Equities, Division de la recherche – MD principal et chef de la recherche énergétique [2]

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L'offre mondiale de produits raffinés diminue donc en réponse à la baisse de la demande que nous constatons. Avec 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 raffineurs ont complètement fermé leurs portes, ils sont souvent confrontés à des défis lorsqu'ils redémarrent, s'ils redémarrent. Je veux voir si vous cadrez les avantages et les inconvénients de ces décisions pour nous 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.

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et directeur commercial [3]

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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 été vraiment encouragés par la réaction de l'industrie de réduire les tarifs et de produire moins d'essence et de diesel. Au moins, les API ont montré hier 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 du bon travail pour équilibrer l'offre et la demande et nous ne sommes pas aussi préoccupés par le remplissage des stocks.

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – président et chef de l'exploitation [4]

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Doug, voici Lane. Je répondrai à la deuxième question. Vous avez donc tout à fait raison. Chaque fois que le risque de – 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 nominalement de 60% à 65% pour une unité donnée. Mais nous aussi – parce que le risque d'en fermer un vous met très 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. Nous avons donc vu cela comme un moyen de retirer une partie de la capacité de production d'essence de notre système et de ne pas prendre ce risque.

En termes de qualité du carburant, c'est juste qu'il y a beaucoup d'investissement là-bas en termes de faible teneur en soufre. Cela dépend simplement si, pour une raison quelconque, une unité GDU ou ULSD a un problème au démarrage. Mais à part ça, je ne – comme j'y pense pour nous, je n'ai pas vu que c'était un gros problème pour nous.

  Prêteurs multilatéraux et banques régionales de développement

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Opérateur [5]

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Notre prochaine question viendra de Theresa Chen avec Barclays.

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Theresa Chen, Barclays Bank PLC, Division de la recherche – Analyste de recherche [6]

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La première question porte sur la durée de profondeur juste du choc de demande. La marge d'essence semble réagir à l'industrie, réduire les utilisations 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?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et directeur commercial [7]

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Oui. 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 destruction de la demande de jets était juste si grave, et tout le monde a commencé à mélanger des jets au diesel. Cela a fait que le rendement du 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, ce qui a entraîné la constitution de stocks. Je pense que nous voyons, au moins cette semaine, commencer à voir des indications sur le marché selon lesquelles les gens de l'industrie, y compris nous-mêmes, ajustent leurs opérations pour faire baisser les rendements du diesel, ce qui devrait soutenir la les fondamentaux du diesel vont de l'avant.

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Theresa Chen, Barclays Bank PLC, Division de la recherche – Analyste de recherche [8]

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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?

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [9]

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Alors Theresa, nous essayons de – d'accord. Demandez-vous une sorte de 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?

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Theresa Chen, Barclays Bank PLC, Division de la recherche – Analyste de recherche [10]

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Ce dernier, plus.

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [11]

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D'accord. Gary, tu veux?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et directeur commercial [12]

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Oui. Je peux vous dire que 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 donc, jusqu'à présent, nous n'avons pas vraiment vu de perturbation de l'approvisionnement en brut en raison des forces majeures dont vous parlez dans la presse.

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Opérateur [13]

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Notre prochaine question viendra de Manav Gupta avec le Crédit Suisse.

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Manav Gupta, Crédit Suisse AG, Division de la recherche – Analyste de recherche [14]

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En quelque sorte, vous avez mentionné une demande d'essence plus faible. Ce que j'essaie de comprendre, c'est que le Texas lève la commande vendredi. La Floride a un nombre minimum de cas. Donc, ces 2 sont 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. Et 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 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?

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [15]

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C'est une bonne question. Permettez-moi de vous donner une réponse anecdotique, puis Gary pourra 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 siège à certains comités qui travaillent sur certaines questions ici, mais nous avons vu une augmentation de 14% du trafic au cours des deux dernières semaines. Les gens commencent donc à sortir davantage. 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 retourner au restaurant. Je pense donc que nous allons voir plus d'activité et pas seulement ici, mais beaucoup plus largement, en particulier dans le sud. Gary, au sein du système, nous avons également vu certains changements dans les demandes.

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et directeur commercial [16]

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Oui. Nous avons donc vu une très forte baisse de la demande au cours des 2 dernières semaines de mars. Nous en sommes arrivés à un point dans notre système où nous voyions une demande d'environ 55% de ce que nous appellerions normal. Pendant les deux premières semaines d'avril, il semble s'être stabilisé autour de ce niveau. Mais maintenant, nous commençons déjà à voir la demande remonter. Donc, si vous regardez la moyenne sur 7 jours dans nos systèmes de rack, c'est environ 64% de la normale. Donc déjà, environ 9% d'augmentation par rapport à ce que nous étions en quelque sorte début avril. Et comme vous l'avez mentionné, là où vous voyez vraiment le ramassage dans le Mid-Continent, les régions de la côte du Golfe, car certaines de ces commandes domiciliaires d'État sont levées. Nous constatons une forte augmentation assez importante de la demande.

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Manav Gupta, Crédit Suisse AG, Division de la recherche – Analyste de recherche [17]

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Un suivi rapide. Votre indicateur de référence du côté du diesel renouvelable 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?

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Martin Parrish, Valero Energy Corporation – Vice-président directeur, Énergie alternative et développement de projets [18]

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Alors Manav, voici Martin. Sur la référence, vous devez réaliser que nous utilisons un prix de l'huile de soja. Nos coûts réels de matière première vont donc différer de cela. Il y a d'autres répercussions sur ce que nous faisons contractuellement cette année par rapport à l'année dernière. Je ne vais donc pas vous donner une réponse ferme et rapide à ce sujet. Mais c'est nous – vous voyez en quelque sorte la force du diesel renouvelable et la force de Diamond Green.

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Opérateur [19]

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Notre prochaine question sera posée par Roger Read avec Wells Fargo.

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Roger David Read, Wells Fargo Securities, LLC, Division de la recherche – MD et analyste principal de la recherche sur les actions [20]

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Eh bien, des tonnes de choses à demander ici. Mais je suppose que je voudrais aller, première question vraiment, que voyez-vous en termes de côté brut du marché? Comment cela a-t-il circulé en termes de – 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?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et directeur commercial [21]

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Roger, beaucoup de volatilité sur les marchés du brut, et nous avons certainement changé nos signaux d'achat de semaine en semaine, en quelque sorte évoluant tout au long du trimestre. Je pense que depuis un certain temps maintenant, nous signalons vraiment un maximum de lumière douce, avec de la forte aigre. Et nous n'avons pas vu autant les aspects économiques des moyennes. Nous sommes entrés en mars, et les sours moyens sont devenus économiques. Et nous avons augmenté les niveaux moyens. Cependant, cela – 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, vous constatez de véritables 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. Et puis nous équilibrons ces achats légers et sucrés avec un grand nombre de matières premières acides lourdes différentes. Donc, faites un pas en arrière dans certains des stocks de mélanges de mazout à haute teneur en soufre, ainsi que dans certains bruts acides lourds que nous achetons au Canada et en Amérique du Sud.

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Roger David Read, Wells Fargo Securities, LLC, Division de la recherche – MD et analyste principal de la recherche sur les actions [22]

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Oui, je vais sortir sur un membre et dire que vous n'avez aucun mal à trouver des bruts à ce stade.

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et directeur commercial [23]

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Non. Aucun problème dans ce domaine.

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Roger David Read, Wells Fargo Securities, LLC, Division de la recherche – MD et analyste principal de la recherche sur les actions [24]

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D'accord. Deuxième question du côté réglementaire en deux parties ici. Mais nous allons avoir un vrai problème avec tout type de volume de mélange d'éthanol cette année. Alors, où en êtes-vous – ou que pensez-vous que le marché puisse faire pour obtenir un certain soulagement?

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 que nous avons accordées en mai ou toute autre sorte de vents contraires auxquels nous devrions penser du côté réglementaire?

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [25]

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D'accord. Jason, tu veux en parler?

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Jason W. Fraser, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et avocat général [26]

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Oui. Oui, je peux certainement parler un peu de la RFS. Bien sûr, avec la forte baisse de la demande d'essence et de diesel dans (inaudible) de notre industrie, le coût de conformité de la RFS ressort un peu plus, et cela n'aide certainement pas les choses. Et les RIN sont encore assez élevés. Ils n'ont pas vraiment baissé avec le prix de nos produits. Donc, 5 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 le volumes.

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Jason W. Fraser, Valero Energy Corporation – Vice-président exécutif et avocat général [27]

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En ce qui concerne les autres vents contraires réglementaires, je ne pense à aucun pour le moment. Ou les autres gars peuvent.

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [28]

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Nous les prenons donc un à la fois, Roger.

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Opérateur [29]

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Notre prochaine question viendra de Phil Gresh avec JPMorgan.

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Philip Mulkey Gresh, JP Morgan Chase & Co, Division de la recherche – Analyste principal de la recherche sur les actions [30]

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Oui. Donc, première question, vous aviez mentionné la demande à environ 64% de la normale. Et votre guide d'utilisation pour le trimestre semble être dans les années 70. Diriez-vous qu'aujourd'hui, vous opérez en quelque sorte en dessous de ce point médian et que les attentes avec ces indications sont que l'utilisation aurait augmenté 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 commençons à voir des tirages d'inventaire?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – président et chef de l'exploitation [31]

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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. Ce que nous essayons de faire en sorte, c'est 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 sont de supposer que le brut sera disponible, puis nous allons gérer nos actifs pour répondre à la demande et ne pas nécessairement laisser la structure nous conduire à dépasser peut-être la demande ou quelque chose comme ça.

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Philip Mulkey Gresh, JP Morgan Chase & Co, Division de la recherche – Analyste principal de la recherche sur les actions [32]

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D'accord. Et de façon générale, comment pensez-vous – si vous pensez à la macro côté essence et diesel, au cours des prochains, appelez-le, 1 à 2 trimestres, comment pensez-vous de la progression des stocks de l'industrie basée sur la façon dont vous l'avez modélisé?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – président et chef de l'exploitation [33]

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Eh bien, Gary a essayé plus tôt. Je suppose que je peux prendre une autre photo et que Gary pourra régler tout ce que j'ai à dire ici. Je pense que l'industrie a fait du très bon travail en ce qui concerne l'essence. Nous étions – lorsque cela a commencé, c'était notre principale préoccupation. Et je pense que l'industrie a répondu par des réductions de taux appropriées et – y compris nous. Et où nous en sommes aujourd'hui, vous avez, comme Gary l'a mentionné, un jet qui passe au 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 certaine destruction du diesel. Et puis tout le monde devra regarder combien de brut ils pensent vraiment avoir besoin pour répondre à la demande.

Et finalement, en fin de compte, cela revient à la demande par rapport à la façon dont cette offre de brut – évidemment, il y a beaucoup de brut. Vous n'avez donc pas besoin de tendre la main très longtemps ou très loin pour que votre chaîne d'approvisionnement soit très engagée, alors vous pouvez augmenter en conséquence ou réduire en fonction de la façon dont cela se déroule.

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Philip Mulkey Gresh, JP Morgan Chase & Co, Division de la recherche – Analyste principal de la recherche sur les actions [34]

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D'accord. Génial. Et puis mon suivi est juste sur CapEx. Quelle flexibilité voyez-vous dans vos dépenses en immobilisations à l'approche de 2021? Il semble que la plupart des CapEx que vous réduisez cette année soient davantage liés à des projets de croissance, mais vous voulez juste n'importe quelle couleur lorsque vous regardez.

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – président et chef de l'exploitation [35]

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Oui. Nous nous attendrions à ce que nous devions être à la hauteur des 400 millions de dollars dont nous avons parlé et donné des orientations pour cette année.

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Opérateur [36]

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Notre prochaine question viendra de Doug Leggate avec Bank of America.

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Douglas George Blyth Leggate, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – MD et chef de la recherche sur les actions pétrolières et gazières aux États-Unis [37]

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

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Président-directeur général [38]

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C'est sûr. Merci, Doug.

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Douglas George Blyth Leggate, BofA Merrill Lynch, Division de la recherche – MD et chef de la recherche sur les actions pétrolières et gazières aux États-Unis [39]

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Donc, 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 et les mécanismes de déroulement éventuel et comment vous attendriez-vous à ce que le fonds de roulement – la trajectoire tout au long de l'année? Je sais que c'est un peu un festin émouvant.

Et je suppose qu'une question connexe, qui est ma deuxième question, également financière sur le bilan. Je sais que votre dette nette est de 34%. Je pense que c'est probablement le niveau le plus élevé que vous ayez atteint depuis longtemps. De toute évidence, il n'y a pas de problèmes de liquidité, mais je suis simplement curieux de savoir où vous voyez le bilan à moyen terme? Et quoi – comment feriez-vous pour vous déplacer – comment feriez-vous pour la reculer? 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? So 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.

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Donna M. Titzman, Valero Energy Corporation – Executive VP & CFO [40]

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D'accord. Well, I'll start with the working capital. Now, you're correct, Doug. 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 dependent on how quickly we see these prices recover.

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And to answer the balance sheet question. Obviously, yes, the net 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 and 30s 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.

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Douglas George Blyth Leggate, BofA Merrill Lynch, Research Division – MD and Head of US Oil and Gas Equity Research [41]

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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 [drop] you've had in oil prices? Or do you think the worst is kind of behind us there?

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Donna M. Titzman, Valero Energy Corporation – Executive VP & CFO [42]

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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.

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Opérateur [43]

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Our next question will come from Neil Mehta with Goldman Sachs.

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Neil Singhvi Mehta, Goldman Sachs Group Inc., Research Division – VP and Integrated Oil & Refining Analyst [44]

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Hope all of you are doing well. I just wanted to follow up on this question of demand. 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 2 products, gasoline and jet. So 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's 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?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [45]

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Oui. 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. It's just because the social distancing is hard when you're on mass transit.

So overall, we see a fairly gradual recovery in demand, but gasoline demand getting back close to where it was the 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 before people are going to get back and start flying again, or requires a vaccine or something on the medical side to happen to where people start to feel comfortable flying again.

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Neil Singhvi Mehta, Goldman Sachs Group Inc., Research Division – VP and Integrated Oil & Refining Analyst [46]

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That's great. 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 wanted to get your perspective on that and hear how you guys are thinking about the sanctity of the dividend.

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Chairman & CEO [47]

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D'accord. Neil, I'll take a first crack and then I'll let Donna also have a shot at this. But with the situation we're dealing with right now, with the pandemic, we consider it to be 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 demands, which we think are going to continue as people return to more normal activities. So let's look at how we've managed the business, what we've said for several years now and how we're managing it going forward, okay?

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 nondiscretionary. And then the discretionary uses are acquisitions, growth projects and share repurchases. And there's the competition that we have for those dollars within those 3 categories.

So with that in mind, think about what we've done and the actions that we've taken to date, okay? We've reduced our discretionary capital spending and our share buybacks. And we're not considering any acquisitions until there's certainly further improvements in the market. So those 3 things are playing out the way they should within the context of that capital allocation framework. And if you look at additional actions that has been taken, 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 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 6 or 8 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?

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Donna M. Titzman, Valero Energy Corporation – Executive VP & CFO [48]

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

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Opérateur [49]

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Our next question comes from Prashant Rao with Citigroup.

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Prashant Raghavendra Rao, Citigroup Inc, Research Division – Former Lead Analyst [50]

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So my first question is on the balance sheet and specifically on debt. I wanted to sort of touch back on that. You guys have 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 tenor versus shorter tenor debt, so perhaps that plays into this as well. So any color there would be appreciated.

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Donna M. Titzman, Valero Energy Corporation – Executive VP & CFO [51]

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Sûr. So the problem with refinancing — 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 — we're always looking for an odd moments in a 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.

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Prashant Raghavendra Rao, Citigroup Inc, Research Division – Former Lead Analyst [52]

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D'accord. That's clear. My follow-up is sort of a predifferential question. We've seen a lot of disparities and some disconnects between what we see on the screen and the physical market, I guess the financial and the physical market. We get some questions on the ability to aid that disparity and what that means for the ability of refiners to capture some of those dislocations? How cautious should we be in thinking about that as we look forward and as we model here? Did some of those predifferential advantages maybe be preserved into further quarters or months ahead given utilization rates are low right now?

So I sort of want to get a sense of those. There's a lot of working parts in there, but get a sense of how those of us who aren't operating experts might be able to think about that from a modeling perspective?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [53]

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Sûr. 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 have 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 costs. And then we also — I can't say that we anticipated crude going negative like it did, but we certainly saw the potential for weakness as you got the 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 in our system, we'll run those barrels. If not, there's places where we're putting those barrels into storage. And you'll see that benefit in months to come.

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Opérateur [54]

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Our next question will come from Paul Cheng with Scotiabank.

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Paul Cheng, Scotiabank Global Banking and Markets, Research Division – Research Analyst [55]

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I also want to wish — first want to wish everyone and the team and your family are 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. It seems like they start to be having some crack. I'm actually quite concerned because I think Latin America probably have a lot of infected, cases that they probably didn't know yet. So maybe you can help us understanding that what you are seeing, particularly in the last 2 or 3 weeks? Have you seen any trend?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [56]

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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, 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, you did see a falloff 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 into 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.

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Paul Cheng, Scotiabank Global Banking and Markets, Research Division – Research Analyst [57]

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And Gary, you talked about the gas. The storage is not going to reach the tank tops probably in the Atlantic Basin. Can you talk about the group 3 or in the inland market?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [58]

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Yes, 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 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 and demand out of all the regions.

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Paul Cheng, Scotiabank Global Banking and Markets, Research Division – Research Analyst [59]

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

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [60]

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Oui. 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 off-line 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.

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Opérateur [61]

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Our next question will come from Benny Wong with Morgan Stanley.

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Benny Wong, Morgan Stanley, Research Division – VP [62]

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Hope everybody on the line is safe and healthy. My first question is really on the 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's enough flexibility for guys to kind of do the work during this period of reduced runs and shutdowns right now?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – President & COO [63]

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So Benny, I'll just use — 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 we look at our turnaround, we look at our maintenance, we're making sure that we maintain our plants just like we do in our framework 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. So people who are deferring turnarounds 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 answered 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.

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Benny Wong, Morgan Stanley, Research Division – VP [64]

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Je l'ai. That's super helpful. My second question is on the renewable diesel side. Just curious with this economic shutdown, the impact we've 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?

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Martin Parrish, Valero Energy Corporation – SVP of Alternative Energy & Project Development [65]

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D'accord. 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 4x that amount. And we still believe we can secure the feedstock for that. So this is kind of a — there's 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'd 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 rearview mirror, I don't think it's going to be that significant.

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Chairman & CEO [66]

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Oui. 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.

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Jason W. Fraser, Valero Energy Corporation – Executive VP & General Counsel [67]

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Yes, I don't think so. You may see a little bit of slowdown in them actually enacting of 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.

  19 Avantages et inconvénients du programme de gestion de la dette - Vittana.org

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Opérateur [68]

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Our next question will come from Brad Heffern with RBC Capital Markets.

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Bradley Barrett Heffern, RBC Capital Markets, Research Division – Analyst [69]

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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 FCC is 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 the production of intermediates or something along those lines?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – President & COO [70]

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So Brad, this is Lane. So I would just say on — with respect to anything, it might be something to think about. The conversion units create volume gain whether they're hydrocrackers or FCCs. And so to the extent that we're cutting FCCs from the hydrocrackers to meet the demand that we think there are — you'll have — you could have a negative — your volume gain isn't there that helps 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.

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Bradley Barrett Heffern, RBC Capital Markets, Research Division – Analyst [71]

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D'accord. Je l'ai. And then maybe one for Martin. Just on the ethanol business. You guys gave the guidance of 2.0 million 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 before OpEx?

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Martin Parrish, Valero Energy Corporation – SVP of Alternative Energy & Project Development [72]

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D'accord. Sûr. Well, as you know, we've got 8 of our plants down and 6 running. So we're actually running lower than 50% today. This demand destruction really hit home in ethanol, right. Significant cuts have been made across the industry. We cut — if you look at the April EIA information, it would tell you that demand is — 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-round E15 sales.

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Opérateur [73]

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Our next question will come from Sam Margolin with Wolfe Research.

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Sam Jeffrey Margolin, Wolfe Research, LLC – MD of Equity Research & Senior Analyst [74]

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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 declined and really doesn't return to levels that it's at today for 3 or 4 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.

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – President & COO [75]

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This is Lane, Sam. I would say in terms of capital allocation, if you think about the things that we're investing in on the refining side is over the coker, right. There's other small caps that always we work on our feedstock flexibility. But to the extent that if there's something that has a feedstock or feed element to — that's really more about positioning yourself to continue to run sort of heavy sour. We built the 2 crude units to run domestic. I think we think — obviously, you have to destock. Even though there's some production losses going in 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. And so 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.

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Sam Jeffrey Margolin, Wolfe Research, LLC – MD of Equity Research & Senior Analyst [76]

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D'accord. Bien. And then just a follow-up on feedstock. You mentioned that high sulfur fuel oil kind of components 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 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?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – President & COO [77]

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That's a really good question. So what I would say is we — all of 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 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 there will be a structure that might try to incentivize you to do so. So we are being very — paying particular attention to doing that. But we're — but Gary mentioned that we started out, we were sort of a lot of domestic crude and heavy. And then as this thing unfolded, and we saw gasoline get weak, which would have disadvantaged domestic crudes. We sort of went to medium sour and really loaded up 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. It's just we're going to be running less of it.

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Opérateur [78]

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Our next question will come from Ryan Todd with Simmons Energy.

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Ryan M. Todd, Simmons & Company International, Research Division – MD, Head of Exploration & Production Research and Senior Research Analyst [79]

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Maybe just one. A 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 that you see down the line that are likely to impact your business and may impact the way you allocate capital? I know you talked a little bit about 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 — that you're thinking about in terms of Valero down the line?

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Joseph W. Gorder, Valero Energy Corporation – Chairman & CEO [80]

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Oui. No, 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're 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, okay, 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, okay? 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's 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 our renewable diesel business. But other than that, I just don't envision anything — any major change of direction right now.

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Opérateur [81]

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Our next question will come from Jason Gabelman with Cowen.

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Jason Daniel Gabelman, Cowen and Company, LLC, Research Division – Director [82]

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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 that results in that dispersion of run rates?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – President & COO [83]

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Yes, this is Lane. I'll take a stab at that. Our view — when Gary is talking about the Mid-Continent and it's getting better, when you think about a refinery operation, when you have a refinery setting in the Mid-Continent, if you get out of balance, it can become — you might end up shutting a refinery down. So we have taken the position on where we are essentially landlocked to be very cautious on our feedstock plans with the assumption there's 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 it 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 thoughts were. It's just now we see that the Mid-Continent has sort of bottomed out. It seems to be recovering a little bit better. And so we had a run — but our plan is to make sure that we have — 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 don't get — if you get it wrong, you get into some — having to do some very uneconomic things to fix those problems. The Gulf Coast is a big system. You 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.

North America — I mean, the Atlantic is really — we have — we're doing some work in both of those refineries in the second quarter.

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Jason Daniel Gabelman, Cowen and Company, LLC, Research Division – Director [84]

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Je l'ai. And just a follow-up on a longer-term margin outlook. Clearly, it looks like demand is starting to improve from the bottoms, but there's 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 they're slacking the global refining system that could limit the gains in refining margins until demand more fully recovers?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [85]

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Oui. 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's no way for us to really speculate how the industry is going to respond as demand recovers.

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Opérateur [86]

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Our next question will come from Matthew Blair with Tudor, Pickering, Holt.

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Matthew Robert Lovseth Blair, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – MD of Refining and Chemicals Research [87]

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Glad to hear everyone is safe. If I take midpoint refining throughput guidance against your $450 million 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 costs as well?

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R. Lane Riggs, Valero Energy Corporation – President & COO [88]

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Oui. 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 cost — and it's an interesting thing to think about because in a $1.80 sort of Henry Hub pricing environment, variable costs, which for us includes FCC catalysts, chemicals and natural gas to fire our boilers and our heaters, there's really somewhere now down between 15% and 25%. Whereas maybe in years past where natural gas was much more expensive, we've done a bigger component.

So yes, natural gas purchases is a part of that. It's not — it's really — if you look all the way down the line, we sort of — we have our variable costs, which 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, our sort of discretionary maintenance to also bring that down, again, trying to be very careful with operating costs.

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Matthew Robert Lovseth Blair, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – MD of Refining and Chemicals Research [89]

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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's 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?

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Gary K. Simmons, Valero Energy Corporation – Executive VP & Chief Commercial Officer [90]

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Oui. Well, certainly, the market structure is such that if you can put barrels in tankage or 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 in to 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.

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Opérateur [91]

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Je vous remercie. 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.

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Homer Bhullar, Valero Energy Corporation – VP of IR [92]

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Thanks, Cheri. 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.

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Opérateur [93]

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Ladies and gentlemen, this concludes today's conference call. Thank you for your participation. You may now disconnect.

Transcription modifiée de la conférence téléphonique ou de la présentation des résultats de VLO 29-A …
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