Qué dijo la dirección de Clean Energy Fuels Corp. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre sólido que cierra un año mejor de lo previsto

Clean Energy Fuels Corp. cerró 2025 con un EBITDA ajustado de 67,6 millones de dólares, por encima del techo de su propia guía de 65 millones. El resultado GAAP del año completo fue una pérdida de 222 millones, impulsada principalmente por cargos no monetarios de intereses ligados al pago anticipado de 65 millones de dólares de deuda en el cuarto trimestre. La compañía entregó 237,4 millones de galones de gas natural renovable (RNG) durante el año, un 97% de su objetivo; el déficit se atribuyó al clima extremo que afectó el suministro en el primer trimestre. En el cuarto trimestre, los volúmenes de RNG crecieron aproximadamente un 3% frente al mismo período del año anterior.

El hito más destacado del período fue la puesta en marcha de dos de los proyectos de digestión de estiércol bovino más grandes del país: South Fork Dairy en Texas, construido y operado íntegramente por Clean Energy, y East Valley Dairy en Idaho, desarrollado en sociedad con BP y que procesa el estiércol de más de 37.000 vacas en ordeño. Con estas incorporaciones, la compañía suma ocho proyectos en operación y otros tres en construcción junto a Moss Energy Works.

Perspectivas para 2026: más volumen, menos costos

La compañía espera entregar 250 millones de galones de RNG en 2026 y producir entre 7 y 9 millones de galones desde sus propias instalaciones de digestión. La guía de ingresos se sitúa entre 420 y 440 millones de dólares, con un EBITDA ajustado de entre 70 y 75 millones. La compañía espera generar alrededor de 50 millones de dólares de flujo de caja operativo y no contempla nuevos endeudamientos. Los gastos de administración y ventas se reducirían en más de 10 millones de dólares respecto a 2025. El negocio de producción de RNG, que ha operado con pérdidas, se espera que alcance un EBITDA ajustado positivo de entre 3 y 5 millones de dólares en 2026. La dirección se mostró constructiva respecto a los precios de los créditos RIN y LCFS de California, e incluyó en su guía valores del crédito fiscal 45Z para la producción en sus proyectos conjuntos y en South Fork.

Sobre el crédito 45Z, la dirección señaló que espera contabilizarlo como una reducción del costo de ventas conforme se produzcan los volúmenes, y anticipó que las intensidades de carbono finales para el RNG de origen lácteo resultarán más favorables que las actuales. En cuanto a la adopción del motor Cummins X15N de 15 litros para camiones pesados, la dirección reconoció que el avance en 2025 fue más lento de lo esperado por el debilitamiento general del mercado de fletes, pero señaló señales de mejora y un interés creciente de las flotas.

Turno de preguntas: márgenes, créditos y crecimiento del upstream

Los analistas presionaron sobre tres frentes. Primero, la renovación de contratos: la dirección admitió que algunos acuerdos importantes se renuevan en condiciones menos favorables para Clean Energy en cuanto a la retención de créditos ambientales, en parte por la mayor competencia en el suministro de RNG. Aclaró que los márgenes resultantes siguen siendo adecuados y que las renovaciones son, en sí mismas, una señal positiva del modelo de negocio recurrente. Segundo, el diferencial de precio entre el gas natural y el diésel: ante la pregunta de si un estrechamiento del diferencial podría alargar el período de recuperación de la inversión para las flotas, la dirección reconoció el riesgo pero afirmó que el diferencial actual sigue permitiendo períodos de retorno de aproximadamente dos años, y que desde enero de 2026 el diferencial se ha ampliado ligeramente. Tercero, los socios en las empresas conjuntas con BP y TotalEnergies: la dirección indicó que no hay planes concretos de nuevas inversiones con ninguno de los socios más allá de los tres proyectos Moss Energy Works ya en construcción, y que el foco está en optimizar lo que ya existe antes de comprometer capital adicional.