Qué dijo la dirección de Energy Transfer LP en la llamada del Q3 2025

Un trimestre plano, pero con récords operativos

Energy Transfer reportó un EBITDA ajustado de 3.840 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025, frente a 3.960 millones en el mismo período del año anterior. La dirección aclaró que, excluidos varios ítems no recurrentes —entre ellos un cobro extraordinario de 70 millones por interrupción de negocio registrado en el tercer trimestre de 2024 en el segmento midstream—, el resultado fue prácticamente plano año contra año. Durante el trimestre se establecieron récords de volumen en recolección de gas, transporte de líquidos del gas natural (NGL), terminales y exportaciones de NGL. Para los primeros nueve meses de 2025, el EBITDA ajustado acumulado ascendió a 11.800 millones de dólares, frente a 11.600 millones en el mismo lapso de 2024. La compañía revisó a la baja su guía de gasto de capital orgánico para 2025, de 5.000 a 4.600 millones de dólares, y anticipó un gasto de aproximadamente 5.000 millones en 2026, con la mayoría destinado a los segmentos de gas natural.

Lo que viene: datos, tuberías y GNL bajo condiciones estrictas

El grueso de la llamada giró en torno al crecimiento futuro. La compañía espera que el gasoducto Hugh Brinson (Fase 1) entre en servicio a más tardar en el cuarto trimestre de 2026, con más del 85 % del tubo ya entregado y construcción activa en los cinco tramos. El proyecto Desert Southwest —expansión de 1,5 Bcf por día del gasoducto Transwestern hacia Arizona y Nuevo México— quedó totalmente contratado a largo plazo con contrapartes de grado de inversión por 25 años; la dirección señaló que podría ampliarse hasta 2,5 Bcf por día y que tiene flexibilidad hasta mediados de diciembre para definir el diámetro del tubo. En cuanto a los centros de datos, Energy Transfer reveló acuerdos con Oracle para suministrar aproximadamente 900.000 Mcf por día a tres centros de datos en Estados Unidos —dos de ellos en Texas— y un contrato de exclusividad de 10 años con Fermi America para su campus Hypergrid en Amarillo, Texas. En conjunto, la compañía indicó que en el último año ha contratado más de 6 Bcf por día de capacidad de transporte con clientes de demanda final, con una vida media ponderada de más de 18 años y más de 25.000 millones de dólares en ingresos esperados por tarifas de transporte firme. Sobre el proyecto de GNL Lake Charles, la dirección fue explícita: no tomará la decisión final de inversión (FID) hasta no tener el 80 % del capital comprometido por socios externos, llevar la participación propia al 20 % y convertir los acuerdos preliminares de offtake en contratos vinculantes. Actualmente hay conversaciones avanzadas con MidOcean Energy para una participación del 30 %. Para el mercado hispano, destaca que el gasoducto Desert Southwest apuntará a satisfacer la demanda creciente en Arizona y en los mercados de México, al proporcionar acceso a gas natural del Pérmico a precios reducidos para generar electricidad confiable y asequible en esa región fronteriza.

Turno de preguntas: datos, Dakota Access y la disciplina financiera

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, el impacto financiero concreto de los acuerdos con centros de datos: la dirección no proporcionó cifras detalladas por contrato, argumentando restricciones de confidencialidad, aunque Mackie McCrea describió Hugh Brinson como "probablemente el activo más rentable que jamás hayamos construido". Segundo, la reconversión de uno de los gasoductos de NGL del Pérmico a servicio de gas natural: McCrea explicó que, ante la compresión de tarifas en NGL por nuevos competidores, algunos escenarios muestran el doble de ingresos con gas natural respecto a los líquidos, aunque subrayó que no hay decisión tomada. Tercero, sobre Dakota Access y el crudo canadiense: la compañía tomó FID en el proyecto Southern Illinois Connector —100.000 barriles por día con Enbridge— y trabaja en un segundo proyecto para hasta 250.000 barriles por día de crudo pesado canadiense a través de Dakota Access y ETCOP hasta Nederland, con FID previsto a mediados de 2026 y contratos a 15 años. Cuando se preguntó si la guía anual incluía la adquisición de Parkland por parte de SUN, el equipo financiero confirmó que no: sin ese efecto, la compañía espera quedar ligeramente por debajo del extremo inferior del rango orientativo de 16.100 a 16.500 millones de dólares de EBITDA.