Qué dijo la dirección de Clean Energy Fuels Corp. en la llamada del Q2 2026

Un trimestre en línea con lo esperado

Clean Energy Fuels reportó ingresos de 106 millones de dólares y un EBITDA ajustado de 16 millones de dólares en el segundo trimestre de 2026, resultados que la dirección describió como acordes con sus expectativas. Los volúmenes de combustible aumentaron un 7% interanual hasta 81,8 millones de galones, con dos tercios del crecimiento procedente de gas natural convencional. La producción propia de gas natural renovable (RNG) desde proyectos de biogás de granjas lecheras alcanzó 2,1 millones de galones, muy por encima del mismo período del año anterior. La compañía cerró el trimestre con 138 millones de dólares en efectivo e inversiones a corto plazo, frente a los 126 millones de marzo.

La compañía mantiene su guía anual de EBITDA ajustado en el rango de 70 a 75 millones de dólares, aunque advierte que dicha proyección depende en parte de que el Departamento del Tesoro finalice antes de fin de año las reglas del crédito fiscal 45Z para producción de combustible limpio. Según el director financiero Robert Vreeland, ese crédito podría aportar hasta 5 millones de dólares adicionales de EBITDA; si la resolución se pospone a 2027, el resultado quedaría por debajo del rango previsto. La dirección espera que la segunda mitad del año sea notablemente mejor que la primera, conforme maduran los proyectos de producción de RNG.

Lo que viene: producción, infraestructura y nuevos mercados

La compañía opera ocho proyectos de RNG y tiene tres más en construcción a través de su empresa conjunta con Moss Energy Works. La dirección espera que dos de esos proyectos entren en operación antes de fin de año y el tercero a principios de 2027. En paralelo, Clean Energy está expandiendo su presencia en soluciones de gas natural para generación de energía: utiliza su red de 600 estaciones de compresión con capacidad ociosa y su flota de remolques de GNC para atender a clientes industriales sin acceso a la red eléctrica o al gasoducto. Entre los contratos recientes figura el suministro de gas a un gran centro logístico en California que espera indefinidamente una conexión eléctrica de la distribuidora, así como dos proyectos en Puerto Rico: uno para una planta farmacéutica y otro para una central eléctrica de seis megavatios, ambos operados con GNL producido en la planta de Boron, California.

En el segmento de hidrógeno, la compañía anunció un contrato de 27 millones de dólares con la Autoridad de Transporte del Condado de Orange (OCTA) para diseñar y construir una estación privada que dará servicio a 50 autobuses de celda de combustible. La dirección aclaró que su modelo en este mercado es el de proveedor de servicios —sin comprometer capital propio ni asumir riesgo de precio de la materia prima—, apoyándose en contratos de coste más margen con agencias de tránsito que reciben financiación pública.

Ángulo para mercados de América del Norte: La expansión en Canadá merece atención especial. Clean Energy completó dos estaciones adicionales, incluido un nodo clave en Columbia Británica, que cierra una red de abastecimiento de gas natural para el transporte pesado en el oeste canadiense. La dirección destacó que los elevados impuestos al diésel en Canadá y el alto kilometraje de las flotas hacen que la comparación de costes con el gas natural sea particularmente atractiva, y señaló que siete u ocho flotas ya están probando el motor Cummins X15N en ese mercado.

Preguntas de los analistas: adopción del X15N y los créditos 45Z

El turno de preguntas giró en torno a dos ejes. El primero fue la lenta adopción del motor de gas natural Cummins X15N por parte de las flotas de camiones pesados. Los analistas indagaron sobre el diferencial de coste respecto al diésel; la dirección reconoció que la incertidumbre regulatoria sobre las normas de emisiones de 2027 ha provocado una ola de compras anticipadas de camiones diésel convencionales, retrasando decisiones de conversión. El consejero delegado señaló que el diferencial de precio del diésel, que considera que se mantendrá elevado, y la mayor madurez del motor —con ajustes de transmisión y mejora de rendimiento— irán inclinando la balanza.

El segundo eje fue la incertidumbre sobre el crédito 45Z y el modelo GREET. Un analista señaló aparente inconsistencia en la guía: la dirección aclaró que los 5 millones de dólares ya están incorporados al rango de guidance, y que el riesgo real es de calendario —que la resolución del Tesoro llegue demasiado tarde para impactar en el ejercicio 2026—, no tanto de que el valor del crédito resulte inferior a lo esperado. También se preguntó sobre las certificaciones de trayectoria LCFS de California para los proyectos de RNG: la dirección indicó que espera obtener trayectorias provisionales para los cinco proyectos de la empresa conjunta con BP en 2027, y para los grandes proyectos de Idaho —South Fork y East Valley— probablemente en 2028, advirtiendo que los plazos dependen enteramente de la agencia reguladora CARB.