Qué dijo la dirección de Energy Transfer LP en la llamada del Q4 2025

Un trimestre récord, aunque con ruido contable

Energy Transfer cerró 2025 con un EBITDA ajustado de casi 16.000 millones de dólares, un 3 % más que en 2024 y el mayor de su historia. En el cuarto trimestre, el EBITDA ajustado fue de aproximadamente 4.200 millones, frente a los 3.900 millones del mismo período del año anterior. La compañía registró volúmenes récord en fraccionamiento de LGN, exportaciones de GLP, el terminal de Nederland y transporte de crudo. Sin embargo, el trimestre incluyó varios elementos no recurrentes: un beneficio de 56 millones por una orden regulatoria de la FERC, pérdidas de 58 millones por el calendario de coberturas de inventario de LGN —que la dirección espera recuperar en el primer trimestre de 2026—, y un impacto de 14 millones por retrasos de niebla en el terminal de Nederland. También se contabilizaron 60 millones en gastos de transacción por el cierre de la operación con Parkland. En conjunto, el CFO Dylan Bramhall estimó un efecto neto negativo de unos 90 millones que distorsiona la foto limpia del trimestre.

Lo que viene: gas natural, datos y LGN

Para 2026, la compañía elevó su previsión de EBITDA ajustado a un rango de entre 17.450 y 17.850 millones de dólares, incremento atribuido exclusivamente a la adquisición de J-W Power Company por parte de USA Compression, cerrada en enero. El presupuesto de capital de crecimiento orgánico para 2026 se sitúa entre 5.000 y 5.500 millones, de los cuales aproximadamente dos tercios irán a activos de gas natural —el gasoducto Hugh Brinson, el proyecto Desert Southwest y las plantas Mustang Draw I y II en la cuenca del Pérmico— y un cuarto al segmento de LGN, con las ampliaciones de los terminales de Nederland y Marcus Hook, y la puesta en marcha del fraccionador Frac IX. La dirección anticipa que Hugh Brinson, con capacidad bidireccional de hasta 2,2 Bcf/día de oeste a este, podría generar volúmenes antes del cuarto trimestre previsto, lo que aliviaría los precios negativos en el hub de Waha. El gasoducto Desert Southwest fue ampliado de 42 a 48 pulgadas de diámetro para alcanzar una capacidad de 2,3 Bcf/día; su coste total estimado es de 5.600 millones y la puesta en servicio está prevista para el cuarto trimestre de 2029. La dirección subrayó que este proyecto abastecerá la demanda creciente en Arizona y el mercado de México, un ángulo con relevancia directa para la región. Energy Transfer también ha contratado más de 6 Bcf/día de capacidad con clientes de demanda final en el último año, incluyendo centros de datos, plantas eléctricas y utilities, entre ellos Oracle y Entergy Louisiana.

Turno de preguntas: lo que los analistas quisieron saber

Los analistas presionaron en varios frentes. Sobre la competencia en LGN, la dirección reconoció que el segmento de transporte y fraccionamiento se ha vuelto más competitivo y que se aproxima cierta sobreoferta en transporte, aunque confió en poder llenar sus propios activos; actualmente, el 60 % de los volúmenes procesados proviene de instalaciones propias y el 40 % de terceros, proporción que irá desplazándose hacia el volumen propio. Sobre el crecimiento a medio plazo, la compañía se negó a ofrecer una guía de EBITDA plurianual, limitándose a señalar que el objetivo de crecimiento de la distribución del 3 % al 5 % anual representa el suelo, no el techo. Sobre Lake Charles LNG, cuyo desarrollo fue suspendido en diciembre, la dirección reconoció que explora usos alternativos —incluidas instalaciones para LGN o crudo— sin comprometerse con ningún plan concreto. En el turno de preguntas también quedó sin respuesta definitiva el alcance futuro del proyecto MLO 2 con Enbridge para transportar 250.000 barriles diarios de crudo ligero canadiense por el Dakota Access Pipeline, a la espera de avanzar en la comercialización con cargadores en Canadá.