Qué dijo la dirección de Hess Midstream LP en la llamada del Q3 2025

Resultados del tercer trimestre: crecimiento moderado y menos infraestructura

Hess Midstream registró un EBITDA ajustado de 321 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025, frente a los 316 millones del trimestre anterior. El ingreso neto fue de 176 millones, ligeramente por debajo de los 180 millones del segundo trimestre. El margen bruto de EBITDA ajustado se mantuvo en aproximadamente el 80%, por encima del objetivo del 75% que la compañía tiene como referencia. El aumento secuencial se explica principalmente por mayores volúmenes de terceros en recolección y procesamiento de gas, que subieron cerca de 3% respecto al segundo trimestre, en parte porque clientes del oleoducto Northern Border desviaron flujos hacia la infraestructura de Hess Midstream durante trabajos de mantenimiento en ese ducto. Un episodio de inundaciones localizadas en agosto afectó parcialmente las operaciones, aunque la dirección señaló que los caudales de gas terminaron el trimestre por encima de los niveles del periodo previo.

Un hecho relevante del trimestre fue la suspensión definitiva de la planta de gas Capa, lo que redujo la guía de gasto de capital para el año completo a aproximadamente 270 millones de dólares. La compañía también ejecutó una recompra de acciones y unidades por 100 millones de dólares y elevó la distribución por acción Clase A un 2,4%, equivalente a cerca del 10% en términos anualizados —combinando el incremento anual objetivo del 5% y un ajuste adicional derivado de la menor base de acciones tras la recompra—.

Perspectivas: menos capital, más flujo libre

Para el cuarto trimestre, la compañía espera un EBITDA ajustado de entre 315 y 325 millones de dólares y un ingreso neto de entre 170 y 180 millones, reflejando mantenimiento planificado en la planta Little Missouri 4 y un descenso en los volúmenes de terceros. La guía anual para 2025 se estrecha a un EBITDA ajustado de entre 1.245 y 1.255 millones, lo que implicaría un crecimiento de aproximadamente el 10% respecto a 2024. El flujo de caja libre ajustado anual se estima en entre 760 y 770 millones, con un excedente de unos 140 millones tras cubrir las distribuciones crecientes objetivo.

La dirección anticipa que la eliminación de la planta Capa generará un capital de mantenimiento y crecimiento significativamente menor en 2026 y 2027, situándolo en algún punto entre los 125 millones de dólares históricos de base y los 250-300 millones antes previstos. Chevron, principal cliente y patrocinador, opera actualmente cuatro equipos de perforación en el Bakken y prevé liberar uno en el cuarto trimestre. Con tres equipos, la compañía espera que la producción de petróleo se estabilice en torno a 200.000 barriles equivalentes de petróleo por día y que el gas continúe creciendo, impulsado por el aumento de las relaciones gas-petróleo (GOR). La dirección publicará la guía formal para 2026 y los compromisos mínimos de volumen (MVC) para 2028 tras concluir el proceso presupuestario en diciembre.

Turno de preguntas: CapEx, Chevron y riesgos a la baja

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, el nivel de gasto de capital futuro: la dirección reiteró que el punto de partida histórico es 125 millones anuales, pero reconoció que podrían existir proyectos de crecimiento menores que eleven ese número, sin precisar cifras definitivas antes de diciembre. Segundo, la relación con Chevron tras la integración: el consejero delegado describió la transición como fluida, destacó la aprobación de dos aumentos de distribución y una recompra de acciones bajo el nuevo consejo, e indicó que la búsqueda de un cuarto director independiente está en curso. Tercero, el riesgo de una reducción adicional de equipos a dos: la dirección no descartó ese escenario explícitamente, pero subrayó que incluso a niveles de MVC la distribución objetivo del 5% anual está protegida, y que el compromiso público de Chevron de mantener 200.000 BOE/día respalda el modelo a largo plazo.