Qué dijo la dirección de Enterprise Products Partners L.P. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre excepcional impulsado por la disrupción global

Enterprise Products Partners arrancó 2026 con resultados que la propia dirección calificó de excepcionales. El EBITDA ajustado alcanzó 2.700 millones de dólares en el primer trimestre, un 10% más que en el mismo periodo del año anterior. El flujo de caja operativo ajustado creció también un 10%, hasta 2.300 millones de dólares, y la cobertura del flujo de caja distribuible se situó en 1,8 veces. La compañía batió 12 récords operativos trimestrales: procesó 8.300 millones de pies cúbicos diarios de gas natural (7% más interanual), fraccionó 1,9 millones de barriles diarios de LGN (16% más) y cargó 2,3 millones de barriles diarios de hidrocarburos en sus muelles (15% más). La distribución trimestral se fijó en 0,55 dólares por unidad, un 2,8% por encima de la del primer trimestre de 2025, lo que sitúa a la sociedad en camino de cumplir 28 años consecutivos de crecimiento en la distribución.

Dos factores extraordinarios marcaron el periodo. En enero, la tormenta invernal Fern provocó dislocaciones de precios en gas natural y propano que la compañía aprovechó mediante su red de almacenamiento, gasoductos y camiones. Más adelante, el inicio del conflicto con Irán y el cierre del Estrecho de Ormuz remodelaron los flujos mundiales de hidrocarburos: la dirección estima que entre 12 y 15 millones de barriles diarios de crudo, productos refinados, GLP y petroquímicos han quedado fuera del mercado, lo que equivale a casi 500 millones de barriles mensuales. Los márgenes de craqueo de etano a etileno pasaron de 0,07 dólares por libra antes del conflicto a 0,23 dólares; el diferencial etileno-polietileno escaló de 0,20 a más de 0,45 dólares. Los PDH chinos operan, según la compañía, por debajo del 50% de capacidad.

Perspectivas: crecimiento de capital y demanda sostenida de exportaciones

La dirección revisó al alza su guía de inversión en crecimiento para 2026, situándola en un rango neto de 2.300 a 2.600 millones de dólares, tras incorporar dos nuevas plantas de procesamiento de gas natural en la cuenca Pérmica cuyo FID se adelantó por la aceleración del crecimiento de volúmenes. Para 2027, la compañía espera que el capex de crecimiento se sitúe entre 2.000 y 2.500 millones de dólares. A pesar del aumento de inversión, la dirección mantuvo que el flujo de caja discrecional para 2026 «tiene el potencial de situarse en el área de los 1.000 millones de dólares y, dependiendo de los precios de las materias primas y los diferenciales durante el resto del año, podría ser superior». La asignación prevista del flujo libre es de un 50%-60% a recompras de unidades y el resto a amortización de deuda. El apalancamiento neto consolidado se redujo a 3,2 veces al cierre de marzo, con un objetivo de largo plazo de 3 veces (±0,25 veces). La fase 2 del terminal Neches River comenzó su puesta en marcha en la segunda quincena de abril y la compañía espera completarla en mayo tanto para etano como para propano. En cuanto a exportaciones, la sociedad cargó una media de 70 millones de barriles mensuales en sus muelles durante el primer trimestre y espera superar los 88 millones de barriles en abril.

Turno de preguntas: duración de la disrupción y señales que los analistas vigilaron

Los analistas presionaron principalmente en tres frentes. Primero, la duración e impacto de la disrupción en el Estrecho de Ormuz: la dirección advirtió que incluso si el Estrecho reabriera en julio —el plazo más optimista que manejan los expertos en geopolítica—, la reposición de inventarios globales podría llevar años, sin contar los daños a infraestructura productiva y de refino en la región. Segundo, el desacople entre el mercado físico y el de futuros: la dirección señaló que los futuros «probablemente no son lo suficientemente altos» para reflejar lo que ocurre en el mercado físico, donde los premios sobre el Brent fechado son elevados. Tercero, la disciplina de los productores estadounidenses: varios ejecutivos coincidieron en que los productores, especialmente los cotizados, no han acelerado significativamente la actividad de perforación y que lo harían solo si el repunte de precios se consolida en la parte trasera de la curva de futuros, no solo en el corto plazo. Un analista preguntó específicamente por India como potencial nuevo mercado de GLP para la compañía; la dirección reconoció el interés indio pero subrayó la desventaja geográfica frente al Golfo Pérsico y cuestionó si ese flujo persistiría una vez normalizada la situación.