Qué dijo la dirección de Enterprise Products Partners L.P. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre más ligero, con la vista puesta en 2026

Enterprise Products Partners registró un EBITDA ajustado de 2.400 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025 y un flujo de caja distribuible de 1.800 millones, con una cobertura de 1,5 veces. La dirección reconoció que los resultados quedaron por debajo de las expectativas internas, pero atribuyó la diferencia a retrasos en la puesta en marcha de proyectos grandes —el fraccionador 14, el oleoducto Bahia y la conversión del gasoducto Seminole— que ahora se espera que entren en operación antes de cerrar el año. La distribución por unidad se situó en 0,545 dólares, un 3,8 % más que en el mismo periodo de 2024.

El copresidente ejecutivo Jim Teague subrayó que las plantas PDH muestran señales de mejora: PDH 1 operó al 95 % de su capacidad nominal durante el trimestre, y PDH 2 reanudó operaciones tras una parada programada para corregir problemas de coquización en el cuarto reactor, con el respaldo del licenciante de la tecnología. La terminal Neches River, cuya finalización se prevé para el año que viene, cerrará un ciclo de inversión multianual iniciado en 2022.

El giro hacia la devolución de capital

La junta aprobó ampliar el programa de recompra de unidades de 2.000 a 5.000 millones de dólares, con una capacidad disponible actual de 3.600 millones. El copresidente Randy Fowler explicó que la compañía espera un punto de inflexión en el flujo de caja discrecional a partir de 2026, cuando los grandes proyectos en construcción comiencen a aportar EBITDA completo. La empresa prevé que el gasto en capital de crecimiento orgánico retorne a un rango de entre 2.000 y 2.500 millones de dólares anuales en el medio ciclo, frente a los 4.500 millones presupuestados para 2025. El plan de asignación de capital contempla dividir el flujo de caja discrecional entre recompras y reducción de deuda, con un componente tanto programático como oportunista en las recompras. El apalancamiento neto se situó en 3,3 veces al cierre del trimestre, ligeramente por encima del rango objetivo de 2,75 a 3,25 veces, y la dirección espera retornar a ese intervalo hacia finales de 2026.

En cuanto al crecimiento futuro, la directora Natalie Gayden indicó que la compañía tiene visibilidad sobre dos nuevas plantas de procesamiento de gas —de 300 millones de pies cúbicos diarios cada una— en la cuenca Pérmica en un horizonte de uno a dos años, incluidas en el presupuesto de capital de 2026. Además, la integración de los activos de recolección adquiridos a Occidental en la cuenca Midland avanza según lo previsto, con una dedicación de acreaje de 75.000 acres y más de 1.000 ubicaciones perforables.

Lo que preocupó a los analistas

En el turno de preguntas, varios analistas indagaron sobre el ritmo de los volúmenes de GLP exportados, que han quedado por debajo de lo implícito en tres trimestres consecutivos. Tug Hanley lo atribuyó a mantenimiento puntual y al desplazamiento de cargamentos entre meses, y afirmó que la demanda sigue siendo robusta. También se abordó el nivel récord de inventarios domésticos de propano: la dirección señaló que la curva en contango favorece a Enterprise dado su posición de almacenamiento —la mayor del mundo, según Justin Kleiderer— y que precios más bajos de GLP podrían abrir oportunidades de arbitraje en los mercados internacionales. Respecto a la salida de gas del Pérmico, con unos 4,5 Bcf/día de nueva capacidad previstos para 2026, Tony Chovanec y Natalie Gayden insistieron en que más infraestructura de transporte es positiva para los productores y para la cuenca en su conjunto, recordando que se trata ante todo de una cuenca petrolera. Sobre las exportaciones de etano, Chovanec destacó que el sector se aproxima al millón de barriles diarios exportados, con entre 600.000 y 800.000 barriles adicionales aún en rechazo y susceptibles de ser captados en el futuro.