Qué dijo la dirección de Enterprise Products Partners L.P. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre récord, pero con viento en contra en las materias primas

Enterprise Products Partners cerró el cuarto trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de 2.700 millones de dólares, la cifra más alta en la historia de la compañía, superando el récord anterior de 2.600 millones establecido en 2024. El resultado anual se situó cerca de los 10.000 millones de dólares, también un máximo histórico. Sin embargo, la dirección fue explícita en que el avance fue más modesto de lo que podría parecer: el precio del crudo promedió unos 12 dólares por barril menos que en 2024, los márgenes de procesamiento se deterioraron y los diferenciales de RGP y PGP cayeron de 14 centavos por libra a apenas 3 centavos. Los nuevos activos que entraron en operación durante el año —gasoducto Bahia, terminal Neches River, plantas de procesamiento en el Pérmico— compensaron esa presión, pero con poco margen. El flujo de caja ajustado de las operaciones alcanzó un récord de 8.700 millones de dólares en el año completo. La distribución por unidad aumentó un 2,8%, y la sociedad recompró 300 millones de dólares en unidades durante 2025, utilizando aproximadamente el 29% de su programa autorizado de 5.000 millones.

Lo que viene: crecimiento modesto en 2026, salto en 2027

La compañía espera un crecimiento modesto en EBITDA y flujo de caja en 2026, probablemente en el extremo inferior del rango orientativo del 3% al 5%, a medida que los activos recientes continúan su rampa de volúmenes. La dirección espera que el crecimiento alcance la zona del 10% en 2027 frente a 2026, impulsado por la plena utilización de las terminales de exportación de etano en Neches River, la expansión de LPG en el Canal de Houston, nuevas plantas de procesamiento en las cuencas Delaware y Midland, y mayores volúmenes procedentes de la adquisición de activos de Occidental. El gasto de capital para crecimiento en 2026 se estima entre 2.500 y 2.900 millones de dólares brutos, con un neto de 1.900 a 2.300 millones tras aplicar aproximadamente 600 millones en ingresos por la venta parcial del gasoducto Bahia a ExxonMobil. La dirección indicó que espera situarse en el extremo superior de ese rango. Para 2026, la compañía anticipa un flujo de caja discrecional positivo de aproximadamente 1.000 millones de dólares, del que entre el 50% y el 60% se destinaría a recompras de unidades y el resto a reducción de deuda. El apalancamiento neto cerró 2025 en 3,3 veces, por encima del objetivo de 3 veces, pero la dirección espera regresar al rango objetivo durante 2026 con la incorporación de EBITDA anualizado de los proyectos recientes.

En cuanto a exportaciones, la compañía señaló que en 2025 cargó entre 350 y 360 millones de barriles de LNG a través de 744 buques. La dirección espera alcanzar una capacidad de exportación de casi 1,5 millones de barriles diarios de LGN para 2027, equivalente a 550 millones de barriles anuales. La demanda internacional de LPG estadounidense se describió como resiliente, con Estados Unidos abriendo nuevos mercados en India y el Sudeste Asiático.

Turno de preguntas: el calendario de 2027, las recompras y la consolidación en el upstream

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. El primero fue la credibilidad del salto al 10% de crecimiento en 2027: Randy Fowler desglosó los motores —un año completo de operación del cuarto tren de fraccionamiento, el quinto en fase de rampa, las plantas de procesamiento en Delaware y Midland, mayores tarifas en el sistema Acadian-Haynesville y el flujo completo de volúmenes de OxyRock hacia la infraestructura aguas abajo—. El segundo tema fue el ritmo de recompras: la dirección confirmó un enfoque mixto entre programático y oportunista, sin comprometerse a un calendario fijo. El tercero fue la consolidación en el sector upstream: ante la pregunta de si grandes fusiones entre productores dan más poder de negociación frente a las empresas de midstream, Jim Teague respondió con lacónica seguridad que la capacidad del equipo para estructurar acuerdos de beneficio mutuo no depende del tamaño de la contraparte. Un analista preguntó también por el impacto de los precios bajos en el hub de Waha: la dirección explicó que la empresa se beneficia de diferenciales geográficos amplios cuando Waha cotiza bajo, y de sus activos de almacenamiento cuando los precios suben, con lo que captura valor en ambas direcciones. Sobre la posibilidad de nuevas adquisiciones al estilo del acuerdo con Occidental, Teague fue directo: hay menos activos disponibles en el mercado que antes.